СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ПОДАЧЕЙ ИНГИБИТОРА ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ ИЛИ ЛЬДООБРАЗОВАНИЯ В СИСТЕМАХ ДОБЫЧИ, СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ПРОМЫСЛОВ
METHOD FOR AUTOMATIC CONTROL OF INHIBITOR SUPPLY FOR PREVENTING HYDRATE OR ICE FORMATION IN SYSTEMS FOR EXTRACTION, COLLECTION AND PREPARATION OF GAS AND GAS CONDENSATE FIELDS

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности, к обеспечению автоматического управления дозированной подачей ингибитора гидратообразования или льдообразования в точки впрыска перед защищаемыми технологическими участками процессов добычи, внутрипромыслового сбора и подготовки газа, газового конденсата.
Известен способ подачи ингибитора гидратообразования в газопроводы системы сбора газа газового промысла, обеспечивающий залповую аварийную подачу ингибитора гидратообразования в установленные участки трубопроводов в случае возникновения на них определенного перепада давления, возникшего в результате образования отложений гидратов (Патент РФ №2637245, МПК Е21В 37/06 (2006.01) F17D 3/12 (2006.01), опубл. 2017).
Существенным недостатком данного изобретения является ограниченность его фактического применения в качестве аварийной системы подачи метанола после перекрытия сечения трубопровода отложениями гидратов, что не исключает необходимость постоянной подачи ингибитора. Метанол допустимо переменно подавать только в случае периодического попадания термобарических условий в область гидратообразования в конкретном трубопроводе, т.е. метанол должен подаваться постоянно при нахождении параметров газожидкостного потока в области гидратообразования. Кроме того, не обеспечивается определение необходимого количества и концентрации подаваемого ингибитора в зависимости от термобарических параметров на защищаемом участке, расхода газа, воды и газового конденсата. В описании изобретения отмечено об оптимальности залповой подачи на участок, где уже образовалась гидратная пробка, но это не всегда будет обеспечивать экономную подачу ингибитора и предупреждение аварийных ситуаций. Промысловая практика показывает, что:
- перепад давления может возникнуть не только в результате образования гидратной пробки, но и по ряду других причин (песчано-жидкостные пробки, технологические операции в ходе эксплуатации оборудования газового промысла), что приведет к необоснованной залповой подаче ингибитора. При низких давлениях внутрипромысловой транспортировки газа (меньше 1,0-2,0 МПа), как правило, образуется только лед при отрицательных температурах стенки трубопровода. Диагностирование образования ледяной пробки через изменение перепада давления на выбранном участке трубопровода затруднительна, так как данный параметр имеет низкую чувствительность к перекрытию проходного сечения при низких давлениях и расходах газа;
- в случае нахождения термобарических параметров трубопровода сырого газа в области образования гидратов неизбежна постоянная подача ингибитора, так как в отсутствие подачи ингибитора гидраты будут однозначно образовываться - в данном случае при реализации указанного изобретения залповая подача будет осуществляться с достаточно высокой периодичностью. Как правило, при запуске газового промысла после длительного останова требуется заблаговременная подача метанола в трубопроводы систем сбора газа для создания необходимой концентрации ингибитора и дальнейшее поддержание концентрации на соответствующем уровне в ходе эксплуатации трубопроводов в соответствии с технологическим режимом (в том числе по причине выпадения и аккумулирования жидкости в трубопроводах в значительном количестве). В противном случае возникают аварийные ситуации в результате значительного перекрытия сечения трубопроводов гидратными (ледяными) отложениями с большой протяженностью, достигающей несколько сот метров, что приводит к остановке работы шлейфа, снижению добычи газа и привлечению специальной техники и персонала для устранения гидратной (ледяной) пробки;
- не учет данным изобретением жидкости, выпадающей в газопроводах систем сбора, может приводить к тому, что подаваемый ингибитор будет разбавляться присутствующей в трубопроводе водой, поглощаться газовым конденсатом, что потребует дополнительной подачи в избыточном количестве;
- низкая скорость жидкой фазы газожидкостного потока в случае низкого расхода газового потока по трубопроводам систем сбора, наличие пониженных участков приводит к несвоевременному поступлению ингибитора к месту образования отложений гидратов. В ряде случаев период достижения конца трубопровода подаваемого в систему сбора метанола может достигать от нескольких суток до нескольких недель;
- подача ингибитора целенаправленно перед участком выпадения гидратов при определенных режимах течениях газа в трубопроводе, через дроссель (а не форсунку) может привести к недостаточному распределению ингибитора между газовой и жидкой фазами потока, что не обеспечит должной степени ликвидации гидратный пробки и приведет к перерасходу ингибитора;
- в случае ликвидации образований отложений льда в трубопроводах систем сбора газа (как правило в нижней части сечения) залповая подача ингибитора малоэффективна.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ, обеспечивающий автоматическую подачу ингибитора в реальном масштабе времени в трубопроводы системы сбора газа от эксплуатационных скважин в количестве, необходимом для предупреждения гидратообразования, с учетом его концентрации в регенерированном (исходном) водном растворе, автоматическое поддержание концентрации ингибитора в отработанном водном растворе, обеспечивающей заданное снижение температуры гидратообразования в каждом конкретном газопроводе. (Патент РФ №2687519, МПК Е21В 37/06 (2006.01), СПК Е21В 37/06 (2018.08) G05D 7/00 (2018.08), опубл. 2019).
Существенным недостатком данного способа является невозможность учета в расчетной концентрации отработанного водного раствора ингибитора после входных сепараторов установки подготовки газа воды, газового конденсата в газожидкостном потоке по трубопроводу системы сбора газа в отсутствие подачи ингибитора. Это приводит к большим погрешностям расчета концентрации ингибитора в отработанном водном растворе в случае, когда не на все трубопроводы системы сбора ведется подача ингибитора, особенно в переходные весенне-осенние периоды. Кроме того, по указанным выше причинам периодическая подача ингибитора в ходе процесса образования гидратов и перекрытия ими проходного сечения трубопроводов систем сбора газа (в случае их работы в режиме образования гидратов (льда)) недопустима, в большинстве случаев нерациональна и может эффективно использоваться только в качестве аварийной резервирующей системы в дополнение к основной системе постоянной подачи ингибитора. В рамках указанного способа учитывается информация о количестве выносимой со скважин жидкости по результатам гидродинамических и периодических промыслово-лабораторных исследованиях скважин. Полученные значения приближенны и обладают низкой точностью - в данном случае не учитывается фактический режим работы скважины и взаимовлияние на вынос жидкости работы скважин в одном кусте газовых скважин, других кустов газовых скважин, подключенных к общему газопроводу-коллектору. Даже в случае подачи метанола в определенный момент на все трубопроводы системы сбора, вводится поправка, учитывающая отличие расчетной концентрации отработанного водного раствора ингибитора после входных сепараторов от фактической. Указанное отличие возникает в случае залпового выноса воды, скопившейся в трубопроводах системы сбора, или наоборот, в отсутствии выноса жидкости. Предусмотренная способом поправка к расчету необходимого расхода ингибитора по каждому трубопроводу системы сбора в случае залпового поступления воды в целом по входным сепараторам некорректна, так как вынос жидкости может происходить по одному трубопроводу, а расход ингибитора увеличивается пропорционально по всем трубопроводам, подключенным к установке подготовки газа, что приводит к неоправданному перерасходу ингибитора гидратообразования и не достижению целей ингибирования.
Задачей, на решение которой направлен заявляемый способ, является обеспечение автоматической дозированной подачи ингибитора льдо-, гидратообразования с определением достаточного количества по точкам впрыска перед защищаемыми технологическими участками добычи, систем сбора и подготовки газовых и газоконденсатных промыслов в реальном времени с одновременным исключением указанных недостатков.
Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является снижение общих безвозвратных потерь ингибитора, исключение аварийных ситуаций в результате перекрытия сечения трубопроводов отложениями гидратов и льда, приводящих к снижению объемов добычи газа и/или газового конденсата, дополнительному расходу ингибитора, необходимости продувки скважин и трубопроводов на факельную установку, привлечению персонала и специальной техники к устранению гидратных и ледяных пробок.
Подача ингибитора предусматривает разделение указанной системы «скважина - система сбора - установка подготовки газа - коллектор подготовленного газа (газового конденсата)» на последовательно (параллельно) следующие технологические участки, на каждом из которых предусмотрены точки подачи ингибитора образования гидратов (льда). Каждая точка подачи оснащена клапаном - регулятором расхода (КРР).
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что к АСУ ТП, реализованной на базе программно-технических средств, подключают:
- датчики контроля давления, температуры и/или расхода газа (газового конденсата), которые устанавливают в начале и/или конце технологических участков;
- датчики контроля фактической концентрации подаваемых свежих водных растворов ингибитора;
- КРР, которые устанавливают на ингибиторопроводах персонально по каждой точке подачи ингибитора.
Показания указанных датчиков АСУ ТП опрашивает с заданной дискретностью, которая устанавливается в соответствии с инерционностью изменения параметров технологического процесса, влияющих на точность дозирования ингибитора, и записывает в свою базу данных. Указанные значения АСУ ТП использует как исходные данные для расчета необходимого количества ингибитора.
В АСУ ТП предусматривается защита от выхода значений исходных данных за границы настраиваемого диапазона в целях обеспечения корректности проводимых расчетов. Если значение входного параметра не входит в заданный оператором АСУ ТП диапазон (в том числе по причине потери связи с датчиком), для расчета необходимого количества ингибитора принимается последнее значение, которое входило в заданный диапазон, до возвращения значения параметра в пределы диапазона, либо расширения его границ. При выходе значения параметра за границы заданного диапазона срабатывает предупреждающая сигнализация, после которой оператор АСУ ТП предпринимает усилия, чтобы восстановить корректность работы датчика, направляющего в АСУ ТП значения исходных данных, либо актуализирует пределы настраиваемого диапазона определяемых датчиком значений.
АСУ ТП производит расчет, используя представленные ниже расчетные зависимости, которые образуют 5 расчетных блоков.
В зависимостях по формулам (1-6, 9, 12, 18-20, 23, 25-30) указаны индексы 1 и 2, где индекс 1 обозначает параметр в начале технологического участка, а индекс 2 обозначает параметр в его конце.
В случае ингибирования систем сбора газа началом технологического участка принимается точка технологического процесса, из которой газ или газовый конденсат поступает в трубопровод технологического участка, но на технологическом участке до указанной точки не предусмотрена подача метанола - призабойная зона пласта, забой скважины, устье скважины, манифольд скважины или начало газопровода-шлейфа на выходе сборного коллектора куста газовых скважин. Кроме того, точка начала технологического участка должна быть оснащена датчиками контроля давления, температуры и/или расхода газа. В случае призабойной зоны пласта и забоя скважины (при условии отсутствия датчиков, установленных на забое) принимается давление и температура в соответствии с технологическим режимом работы скважины.
В случае ингибирования систем подготовки газа началом технологического участка принимается точка технологического процесса, где водный раствор ингибитора был отделен от потока газа или газового конденсата (сепаратор, абсорбер или разделитель).
Концом технологического участка принимается точка технологического процесса, защищаемая от образования отложений гидратов или льда.
В зависимостях по формулам (1, 2, 4-12, 14-23) представлены расчетные зависимости в случае применения в качестве ингибитора метанола, которые могут быть заменены на соответствующие формулы в случае использования иного ингибитора.
В зависимостях по формулам (7, 8, 10, 11, 16, 21) индекс 1 обозначает параметр для воды в водометанольном растворе, а индекс 2 - параметр для метанола в водометанольном растворе.
В зависимостях по формулам (31, 32) индекс 1 обозначает точку образования отработанного водного раствора ингибитора, находящегося в смеси с газом или газовым конденсатом. Индекс 2 обозначает точку, в которой происходит объединение потоков газа или газового конденсата в смеси с водными растворами ингибитора с разных технологических участков и выделение из данной смеси водного раствора ингибитора.
Расчетный блок I. Определение необходимой концентрации ингибитора (водометанольного раствора (BMP)) для предупреждения гидратообразования. 1.1)
г
2
Для определения температуры гидратообразования Т °С сеноманских газов Западной Сибири при температурах Т>0°С АСУ ТП применяется, к примеру, следующая зависимость [см., например, стр. 10, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
2
2
где Р, Т - давление и температура в точке 2, МПа, °С.
2
При температурах Т≤0°С применяется, к примеру, следующая зависимость, определенная по методике, представленной в [см., например, стр. 107-115, Истомин В.А., Квон В.Г. «Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа», Москва, ООО «ИРЦ Газпром», 2004], °С:
В случае ингибирования газов иных компонентных составов оператором АСУ ТП в расчете по п. 1.1. применяются другие соответствующие зависимости.
1.2) АСУ ТП определяет разность температуры гидратообразования и фактической температуры в конце ингибируемого технологического участка ΔT °С по формуле [см., например, стр. 9, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
2
1.3) Необходимую концентрацию Х метанола % масс. в BMP для предупреждения гидратообразования в случае газа сеноманской залежи АСУ ТП вычисляет, к примеру, из соотношения [см., например, стр. 10, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
Для газа валанжинской залежи применяется, к примеру, формула [см., например, стр. 10, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
В случае ингибирования газов иных компонентных составов оператором АСУ ТП в расчете по п. 1.3. применяются другие соответствующие зависимости.
Расчетный блок II. Определение необходимой концентрации ингибитора (BMP) для предупреждения льдообразования.
2
2
2.1) Для определения необходимой концентрации Х BMP для предотвращения образования льда при Т<0°С АСУ ТП производит расчеты по формуле [см., например, стр. 28, Истомин В.А., Квон В.Г., Тройникова А.А., Нефедов П.А. «Особенности предупреждения льдо- и гидратообразования в системах сбора газа на поздней стадии эксплуатации сеноманских залежей месторождения Западной Сибири, Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 2016, №2, с. 25-30]:
2
2
2
АСУ ТП производит расчеты по блокам I и II и получает соответственно два значения X. АСУ ТП выбирает большее из двух полученных значений Х, что будет однозначно обеспечивать предотвращение образования отложений как гидратов, так и льда. С использованием полученного значения X АСУ ТП проводит расчет по блоку III.
Расчетный блок III. Определение необходимого расхода раствора ингибитора (BMP) по точке.
2
3
3.1) Влагосодержание газа W кг/1000 нм при равновесии с BMP в точке 2 АСУ ТП определяет по формуле [см., например, стр. 10, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
1
где γ - коэффициент активности воды в BMP, определяемый по формуле [см., например, стр. 12, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
1∞
2∞
lnγ lnγ - предельные коэффициенты активности воды и метанола в точке 2 определяются по формуле [см., например, стр. 12, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
1
x - молярная доля воды в BMP определяется по формуле [см., например, стр. 12, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
2
x - молярная доля метанола в растворе рассчитывается через соотношение [см., например, стр. 12, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
0
3
W - влагосодержание газа при равновесии с чистой водой определяется по формуле, кг/1000 нм [см., например, стр. 13, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
см2
где z - коэффициент сжимаемости газовой смеси, который определяется в зависимости от компонентного состава природного газа. К примеру, определяются по методикам, указанным в [стр. 89-93, Алиев З.С., Бондаренко В.В. «Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений», Москва, Печорское время, 2002]. Для газа сеноманской залежи применяется следующая формула [см., например, стр. 90, Алиев З.С., Бондаренко В.В. «Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений», Москва, Печорское время, 2002]:
R - универсальная газовая постоянная, R=8,31441 Дж/(моль⋅К);
см2
см2
α и β - коэффициенты, определяемые по следующим формулам [см., например, стр. 14, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
i
i
α и β - эмпирические коэффициенты для i-го компонента газовой смеси, определяемые по зависимостям, указанным в [стр. 14, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008];
i
γ - мольная доля i-го компонента газовой смеси.
2
3
3.2) Содержание метанола в природном газе Q кг/1000 нм, равновесного с водными растворами метанола, определяется АСУ ТП по формуле [см., например, стр. 15, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
o
3
где Q - метанолосодержание при равновесии с чистым метанолом, определяется по формуле, кг/1000 нм [см., например, стр. 15, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
у - молярная доля метанола в газовой фазе, вычисляется по формуле [см., например, стр. 15, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
s
p - давление насыщенных паров метанола определяется по формуле, МПа [см., например, стр. 16, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
3
β - эмпирический параметр определяется по формуле, см [см., например, стр. 16, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
ж
ж
3
V - молярный объем метанола, V=38,07 см/моль.
2
γ - коэффициент активности метанола в BMP по формуле [см., например, стр. 12, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
2
3
3.3) Удельное содержание метанола в газовом конденсате q кг/1000 нм АСУ ТП определяет по формуле [см., например, стр. 16, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
где r - растворимость метанола в конденсате определяется по формуле [см., например, стр. 16, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008], % масс.
cond
где M - средняя молекулярная масса газового конденсата, г/моль. Устанавливается по результатам химических анализов;
k
3
G - количество газового конденсата в конце технологического участка, кг/1000 нм;
k1
3
где G - количество газового конденсата, поступающего на технологический участок, кг/1000 нм;
k2
3
G - количество газового конденсата, образующегося на технологическом участке, кг/1000 нм.
k1
k
k2
k2
В случае ингибирования газопроводов и аппаратов системы подготовки газа и газового конденсата газоконденсатного промысла: по причине наличия ступеней сепарации газожидкостного потока G=0 и G=G. Количество газового конденсата G, образующегося на технологическом участке, определяется АСУ ТП по следующей зависимости:
н2
3
где ρ - плотность газа при стандартных условиях в конце технологического участка, кг/м. Данное значение является условно-постоянным параметром, зависит от давления и температуры в точке, расчетная зависимость для его определения вычисляются оператором АСУ ТП по результатам моделирования фазовых превращений пластовой смеси в специализированных программных комплексах и периодически вводится в базу данных. Стандартные условия определения значения плотности обусловлены определением расхода газа при данных условиях;
1
1
1
2
2
2
m(P; T), m(Р; Т) - содержание газового конденсата пластовой смеси в жидкой фазе при термобарических параметрах после предыдущей ступени сепарации (точка 1) и в конце технологического участка (точка 2), доля масс. Данные значения являются условно-постоянными параметрами, зависят от давления и температуры в точке, расчетная зависимость для его определения вычисляется оператором АСУ ТП по результатам моделирования фазовых превращений пластовой смеси в специализированных программных комплексах и периодически вводится в базу данных;
1
2
3
Q, Q - расход газа в начале и конце технологического участка, тыс. м/ч.
k
k2
k
k1
k1
k
В случае ингибирования газожидкостных потоков системы сбора газа газоконденсатного промысла при внедрении расчета в АСУ ТП принимается G=G. Значение G является условно-постоянным параметром, периодически вводится в базу данных АСУ ТП, определяется оператором АСУ ТП в соответствии с п. 5.3 расчета и используется для определения G по формуле (24). Определенное количество газового конденсата G, поступающего в газопровод системы сбора, является условно-постоянным параметром, периодически вводится в базу данных АСУ ТП и используется АСУ ТП в определении G по формулам (24, 25).
Зависимость по формуле (25) подходит для определения количества газового конденсата, образующегося на технологическом участке и сепарируемого в конце технологического участка, в случае изменения давления и температуры в ходе процессов подготовки газа. При массообменных процессах, к примеру низкотемпературной абсорбции, количество образующегося конденсата оператор АСУ ТП определяет как разность количества конденсата после массообменного процесса, замеренного соответствующим расходомером и количества образующегося конденсата на участке до массообменного процесса.
инг
3
3.4) Объем необходимого расхода ингибитора по точке подачи G кг/1000 нм АСУ ТП определяет по формуле, [см., например, стр. 8, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:
1
k
K - коэффициент запаса, который вводится в случае явной недостаточности расчетного значения расхода ингибитора для предупреждения гидратообразования, в том числе до актуализации расчетных зависимостей и определения G, G оператором АСУ ТП в соответствии с расчетным блоком V;
1
1
3
G, X - удельное количество (кг/1000 нм) и концентрация (% масс.) раствора ингибитора или жидкой воды, поступающего в начало технологического участка;
инг
Х - концентрация ингибитора, подаваемого в точку 1, % масс.
Если на предыдущий технологический участок не подается ингибитор:
1
- X=0;
1
1
- G=0 если с предыдущего технологического участка не поступает жидкой воды; если поступает (в случае газопроводов системы сбора), то параметр G соответствует количеству поступающей жидкой воды на технологический участок, является условно-постоянным параметром, периодически вводится в базу данных АСУ ТП и определяется оператором АСУ ТП в соответствии с п. 5.2 расчета;
1
2
- W определяется АСУ ТП как W по формуле (7) только для предыдущего технологического участка;
1
- Q=0;
1
- q=0.
Если на предыдущий технологический участок подается ингибитор:
1
2
- X определяется АСУ ТП как Х по расчетным блокам I и II для предыдущего технологического участка;
1
инг
- G определяется АСУ ТП как G по формуле (26) для предыдущего технологического участка.
1
2
- W определяется АСУ ТП как W по формуле (7) только для предыдущего технологического участка;
1
2
- Q определяется АСУ ТП как Q по формуле (16) только для предыдущего технологического участка;
1
2
- q определяется АСУ ТП как q по формуле (22) только для предыдущего технологического участка.
ингмасс
3.5) АСУ ТП выдает значения необходимого количества ингибитора G кг/ч как уставки ПИД-регуляторам, которые направляют управляющий сигнал соответствующим КРР в точках его подачи, рассчитанные по следующей формуле:
2
3
где Q - расход газа в конце технологического участка, 1000 нм/ч.
2
1
2
В случае ингибирования «сухих» газов, при условии замера расхода газа в начале технологического участка Q=Q. В случае ингибирования «жирного» газа с содержанием тяжелых компонентов АСУ ТП определяет Q через соотношение:
1
3
где Q - расход газа в начале технологического участка, 1000 нм/ч.
ингмасс
ингмасс
ингмасс
Определяемые значения G проверяются АСУ ТП на превышение максимального значения, устанавливаемого оператором АСУ ТП, а также на бесконечность и неопределенность. Если значение G не входит в заданный оператором АСУ ТП диапазон (в том числе по причине потери связи с ПИД-регулятором), для расчета необходимого количества ингибитора принимается последнее значение, которое входило в заданный диапазон, до возвращения значения параметра в пределы диапазона. При выходе значения G за границы заданного диапазона срабатывает предупреждающая сигнализация, после которой оператор АСУ ТП предпринимает усилия, чтобы восстановить корректность работы ПИД-регулятора, направляющего управляющие сигналы на КРР подачи ингибитора.
После проведения расчетов по блоку III АСУ ТП ведет расчеты по блоку IV.
Расчетный блок IV. Определение фактического расхода и концентрации раствора ингибитора по технологическому участку.
2
4.1) Фактическую концентрацию отработанного раствора ингибитора Х % масс. по технологическому участку АСУ ТП определяет по формуле:
где 1≤i≤n - номер точки подачи ингибитора, a n - общее количество точек подачи ингибитора.
1
1
ф2
Параметры G, X, Q, W, q определяются по пунктам 3.1-3.4 расчета. Так как параметры Q, W, q зависят от определяемого значения Х, АСУ ТП применяет подбор значений с помощью метода итераций. Если при текущих значениях, собранных АСУ ТП с соответствующих датчиков и переданных в базу данных, определение параметров невозможно, дальнейший расчет не выполняется, все значения параметров сохраняются с предыдущего этапа, вплоть до осуществления подбора определяемых значений методом итераций после восстановления правильности значений, собираемых АСУ ТП с соответствующих датчиков.
ф2
2
В случае подачи ингибитора на технологический участок Х=Х, которое определяется по расчетным блокам I и II.
ф2
4.2) Фактическое количество отработанного раствора ингибитора G кг/ч АСУ ТП определяет по формуле:
3
где Q - расход газа в конце технологического участка, 1000 нм/ч.
4.3) В случае получения отработанного метанола после массообменного процесса «отдувки» метанола газом в соответствующем аппарате установки подготовки газа данный процесс предварительно рассчитывается оператором АСУ ТП в специализированных программных комплексах. Полученные значения содержания метанола и воды в газе, количества и концентрации отработанного BMP после процесса «отдувки» при рабочих значениях параметров вносятся в базу данных АСУ ТП и используются расчетом по настоящему способу.
4.4) Количество раствора ингибитора G кг/ч, образовавшегося путем объединения потоков отработанных растворов ингибитора, определяется АСУ ТП по формуле:
где 1≤j≤m - номер потока отработанного раствора ингибитора, a m - общее количество потоков отработанных растворов ингибитора.
4.5) Концентрация Х% масс. раствора ингибитора после объединения потоков отработанных растворов ингибитора определяется АСУ ТП по формуле:
1
1
ингi
ингi
4.6) Полученные значения количества G и концентрации X общего потока отработанного раствора ингибитора используются АСУ ТП в расчете в зависимости от того в какую точку технологического процесса он поступает (к примеру, в случае рециркуляции отработанного BMP при подаче его в технологические участки системы сбора и подготовки). При этом данные параметры принимаются АСУ ТП как значения G, X в случае подачи ингибитора по технологическому участку и вносятся в расчетную зависимость по формуле (26). В случае отсутствия подачи ингибитора по технологическому участку они принимаются АСУ ТП как значения G, X и вносятся в расчетные зависимости по формулам (29, 30).
После проведения АСУ ТП расчетов по блоку IV оператор АСУ ТП ведет расчеты по блоку V.
Расчетный блок V. Приведение в соответствие расчетных зависимостей содержания воды и ингибитора в газе, ингибитора в газовом конденсате.
Определение поступающего на технологический участок жидкой воды и газового конденсата.
5.1) Расчетные зависимости влагосодержания газа W (п. 3.1 расчета), содержания метанола в газе Q (п. 3.2 расчета), растворимости метанола в газовом конденсате r (п. 3.3 расчета) при равновесии с раствором ингибитора (BMP) являются стандартизированными для природных газов любых составов.
В открытых источниках отсутствуют универсальные расчетные зависимости, обеспечивающие точное определение количества метанола, фактически растворенного в газовом конденсате. Кроме того, составы газового конденсата меняются в течение разработки месторождений. Также на характер растворимости метанола в конденсате влияет температура, возможно образование стойких эмульсий, что требует определения растворимости на разных температурных уровнях.
Влагосодержание и содержание ингибитора (метанола) в газе, содержание ингибитора (метанола) в газовом конденсате, определенные АСУ ТП в соответствии с расчетными блоками I-IV, могут значительно отличаться от фактических значений. Это проверяется оператором АСУ ТП после подачи метанола по точкам технологического процесса, выполненной АСУ ТП в соответствии с п. 3.5 расчета, путем отбора из исследуемых потоков и анализа проб газа, газового конденсата и/или водного раствора ингибитора на содержание воды и метанола. Если полученные значения количества воды и метанола не равны полученным по расчетным блокам I-IV значениям, то требуется приведение расчетных зависимостей в соответствие фактическому распределению веществ по фазам, которое выполняется оператором АСУ ТП и заключается в следующем:
Технологический участок выводится на установившийся технологический режим работы, предполагающий поддержание параметров технологического процесса на фиксированных значениях. Далее оператор АСУ ТП проводит последовательную подачу ингибитора с несколькими наборами значений фиксированного расхода ингибитора по точкам подачи, которые должны обеспечивать весь рабочий диапазон концентраций отработанного водного раствора ингибитора, наблюдаемый при нормальной эксплуатации оборудования. Учитывая инерционность технологических процессов, выдерживает время на каждом наборе фиксированных значений расхода ингибитора до стабилизации количества воды и ингибитора в газовой фазе, ингибитора в газовом конденсате, после чего проводит отбор проб газа (газового конденсата), водного раствора ингибитора для определения фактического содержания ингибитора в потоках соответствующих технологических участков. При необходимости факт стабилизации количества веществ в фазах проверяет через периодический отбор проб. Оператор АСУ ТП замеряет значения давлений, температур, расходов, концентраций в точках технологического процесса в момент отбора проб. На основе полученных замеренных значений и количеств подаваемого ингибитора по точкам создает расчетные модели материального баланса ингибитора исследуемого процесса по количеству наборов фиксированных значений расходов ингибитора. Данные расчетные модели являются копией реализованных на ингибируемом объекте расчетных блоков I-IV. После расчетные зависимости оператор АСУ ТП изменяет математическими методами построения функциональных зависимостей с использованием значений фактического содержания ингибитора и/или воды (к примеру, принцип эквидистантности, апроксимация, экстраполяция) так, чтобы полученные по расчетным моделям значения содержания воды и ингибитора в газовой фазе, ингибитора в газовом конденсате были равны результатам анализов отобранных проб.
В случае ингибирования «сухих» газов представленные п. 5.1 мероприятия оператор АСУ ТП проводит совместно с п. 5.2 расчета. В случае ингибирования «жирных» газов представленные п. 5.1 мероприятия проводятся на технологических участках системы подготовки газа и газового конденсата до п. 5.3 расчета.
1
2
1
2
2
2
1
1
2
2
2
5.2) Количество поступающей на технологический участок жидкой воды G определяется оператором АСУ ТП следующим образом. Производится вывод целевого технологического участка на установившийся технологический режим работы с подачей ингибитора с фиксированными значениями расхода. В случае необходимости определения количества ингибитора или воды в газовой фазе и дальнейшей актуализации расчетных зависимостей содержания ингибитора или воды в газовой фазе производится подача ингибитора с двумя фиксированными значениями расхода. Если необходима актуализация расчетных зависимостей как для ингибитора в газовой фазе, так и воды, то производится подача ингибитора с тремя фиксированными значениями расхода. Далее оператор АСУ ТП отбирает пробы водного раствора ингибитора на каждом из фиксированных значений расхода ингибитора. Проводит анализ данных проб с определением фактических значений содержания ингибитора в водном растворе Х. Значение количества жидкой воды G, поступающей на технологический участок, и количества ингибитора в газе Q или количества воды в газе W являются корнями системы из двух линейных алгебраических уравнений, составленных с использованием формулы (26), входящих в данную формулу расчетных зависимостей по пунктам 3.1-3.3 расчета и определенных по анализам проб значений содержания ингибитора в водном растворе Х. Принимается, что Q равно нулю, так как метанол первоначально не поступает в газопровод, и q, q равны нулю по причине отсутствия в составе потока газового конденсата. В случае необходимости одновременного определения фактических значений Q и W составляется три линейных алгебраических уравнения.
В итоге через отбор проб при двух разных расходах свежего метанола в начало газопровода мы определяем количество поступающей жидкой воды и одновременно актуализируем расчетную зависимость для определения содержания метанола и/или воды в газовой фазе. При этом отсутствует необходимость в отборе пробы газовой фазы на содержание метанола и воды.
k
5.3) В случае ингибирования системы сбора газоконденсатного промысла количество газового конденсата в конце газопровода системы сбора G определяется оператором АСУ ТП следующим образом.
2
k
1
k
1
2
Производится вывод газопровода системы сбора технологического участка на установившийся технологический режим работы с подачей ингибитора с двумя фиксированными значениями расхода. Отбираются пробы водного раствора ингибитора на каждом из двух фиксированных значений расхода ингибитора. Проводится анализ данных проб с определением фактических значений содержания ингибитора в водном растворе Х. Параллельно значению G определяется количество поступающей на технологический участок жидкой воды G, так как данный параметр участвует в материальном балансе по метанолу газожидкостного потока газопровода системы сбора. Значения количества газового конденсата G, жидкой воды G являются корнями системы из двух линейных алгебраических уравнений, составленных с применением формулы (26), входящих в данную формулу расчетных зависимостей по пунктам 3.1-3.3 расчета и определенных по анализам проб значений X.
Рассмотрим нюансы фактического применения способа автоматического управления дозированной подачей ингибитора (метанола) образования гидратов (льда) на производственных объектах, эксплуатирующих сеноманскую и валанжинскую залежи Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ЯНГКМ).
Технологический режим работы газосборных шлейфов (коллекторов) газовых промыслов ЯНГКМ (прежде всего давление на входе трубопроводов в установку комплексной (предварительной) подготовки газа (УКПГ, УППГ)) ведется в установленных пределах - допустимом режиме (нижний предел давления на входе в УКПГ) и оптимальном (верхний предел давления на входе в УКПГ). Следовательно, максимальный вынос жидкости из эксплуатационных скважин и трубопроводов системы сбора будет наблюдаться при допустимом режиме эксплуатации. По представленному способу устанавливается допустимый режим эксплуатации трубопроводов системы сбора и ведется фиксированная подача постоянного расхода метанола в начало каждого трубопровода системы сбора. При проведении исследований целесообразно согласовать исключение специального вывода/ввода эксплуатационных скважин из их работы в газосборный коллектор. Работа систем сбора газовых промыслов ЯНГКМ отличается активным проявлением такого технологического осложнения как периодический вынос жидкостных пробок на установки подготовки газа. В случае низких расходов газа по трубопроводу подаваемый метанол может поступать на вход в УКПГ за период от нескольких суток до нескольких недель. Поэтому в рамках исследования ведется периодический отбор проб BMP в конце каждого трубопровода системы сбора (на входе в УКПГ/УППГ) до установления постоянных (переменно постоянных) значений концентрации метанола. Параллельно может вестись анализ показаний датчика концентрации отработанного BMP, отсепарированного из газожидкостного потока со всех газопроводов-шлейфов - это покажет общую тенденцию периодического выноса жидкостных пробок из системы сбора по УКПГ. По полученным результатам анализа отобранных проб BMP через решение системы линейных алгебраических уравнений определяется количество поступающих по каждому трубопроводу жидкой воды и/или газового конденсата.
Согласно промысловой практики устанавливаемый запас по расходу подаваемого ингибитора составляет до 25% от рассчитанного необходимого значения по стандартизированным расчетным зависимостям [см., например, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]. Указанный запас увеличивает рассчитанный расход ингибитора до фактически необходимого в соответствии с опытом эксплуатации ингибируемых объектов. Необходимость запаса возникает в следующих случаях:
1. неточность расчетных зависимостей определения содержания ингибитора в фазах, в особенности в нестабильном конденсате;
2. вынос жидкостных пробок от скважин и/или газопроводов системы сбора;
3. неизвестности значений количества жидкой воды и/или газового конденсата, поступающих на определенный технологический участок или образующихся на его протяжении;
4. неравновесное распределение ингибитора по фазам газожидкостного потока. Оно возникает в случае недостаточного распределения подаваемого водного раствора ингибитора по фазам газожидкостного потока. Для устранения данного фактора предусматриваются форсунки в точках подачи разных конструкций для создания аэрозоли из подаваемого ингибитора с максимально маленьким размером капель, установка точек подачи ингибитора на расстоянии от защищаемой точки в целях большего перемешивания и т.д.
5. низкая скорость жидкой фазы в составе газожидкостного потока, что приводит к необходимости преждевременной подачи метанола для ингибирования точки технологического участка, удаленной от точки подачи ингибитора, по причине, к примеру, резкого снижения температуры газожидкостного потока в конце технологического участка.
Первые три случая установления запаса по расходу подаваемого ингибитора нивелируются реализацией настоящего изобретения за счет проведения промысловых исследований и расчетов материального баланса по ингибитору, воде и нестабильному конденсату. Объем периодически выносимых жидкостных пробок учитывается в определяемом количестве воды и нестабильного конденсата, поступающих по трубопроводам системы сбора на установку подготовки газа. По случаям 4 и 5 необходим анализ особенностей каждого конкретного объекта и установление при необходимости некоторого запаса при ингибировании.
В результате реализации способа снижается величина необходимого запаса по подаваемому рассчитанному количеству ингибитора, а в некоторых случаях (кроме случаев 4 и 5) необходимость запаса исключается.
Особенностью исследований систем сбора, эксплуатирующих скважины сеноманской залежи, является возможность актуализации расчетной зависимости содержания метанола/воды в газовой фазе. В случае же валанжинской залежи целесообразно проводить актуализацию расчетных зависимостей содержания метанола/воды в газовой фазе и содержания метанола в газовом конденсате как в системе сбора, так и на технологических линиях УКПГ, так как возможен замер (определение) количества газа и газового конденсата по выбранным для исследования технологическим участкам. Кроме того, содержание метанола в газовом конденсате будет отличаться на разных температурных уровнях, что необходимо учитывать при актуализации расчетных зависимостей в разных точках технологического процесса.
Существенным преимуществом данного способа является возможность автоматического управления подачей ингибитора образования гидратов (льда) с определением достаточного количества по точкам впрыска как для систем добычи и внутрипромыслового транспорта газа, так и систем промысловой подготовки, что особенно актуально для установок низкотемпературной подготовки газа, эксплуатирующих газоконденсатные залежи.
Это достигается расчетом в реальном времени материального баланса по ингибитору, воде и нестабильному конденсату, интегрированным в АСУ ТП газовых промыслов. При этом с использованием материального баланса определяется количество жидкой воды и нестабильного конденсата, поступающих на определенный технологический участок или образующихся на его протяжении, актуализируются применяемые и известные стандартизированные расчетные зависимости содержания ингибитора (воды) в газовой фазе, ингибитора в газовом конденсате с учетом фактического распределения воды и ингибитора между фазами персонально по каждому производственному объекту.
Указанные преимущества приводят к увеличению точности расчета необходимого расхода ингибитора по точкам по сравнению с известными аналогами. Автоматическая подача необходимого и достаточного количества ингибитора приводит к снижению общих безвозвратных потерь ингибитора с подготовленными газом, газовым конденсатом, промышленными стоками. Обеспечение работы промысловых коммуникаций с меньшим образованием гидратных и ледяных пробок приводит к понижению частоты аварийных ситуаций в результате перекрытия сечения трубопроводов отложениями гидратов и льда, что приводит к исключению снижения объемов добычи газа, дополнительных потерь ингибитора, необходимости продувки скважин и трубопроводов на факельную установку, привлечения персонала и специальной техники к устранению гидратных и ледяных пробок.