Реализация технических решений по обеспечению постоянного контроля состава нефтяного попутного газа добывающих скважин и их автоматизация

АВТОМАТИЗАЦИЯ

в.и. кокорев, к.т.н., зам. ген. директора по науке и инновационной деятельности;

с.г. Ронжина, главный метролог - начальник группы автоматизации и метрологии, ОАО «РИТЭК»

реализация технических решений по обеспечению постоянного контроля состава нефтяного попутного газа добывающих скважин и их автоматизация

Основными направлениями деятельности компании ОАО «РИТЭК» являются создание и внедрение передовых технологий добычи нефти и разработки месторождений. В компании апробирован отечественный термогазовый способ разработки месторождений баженовской свиты, реализуемый путем закачки в пласт водовоздушной смеси.

Особенность этого способа разработки заключается в том, что впервые используется повышенная пластовая температура - свыше 60...650С. При такой повышенной температуре обеспечиваются самопроизвольные внутрипластовые окислительные процессы, в результате которых формируется высокоэффективный смешивающийся с пластовой нефтью вытесняющий агент. Термогазовое воздействие является сложным процессом с протеканием химических реакций. Технологией процесса предполагается в одну из нагнетательных скважин месторождения закачивать попеременно воздух и воду. При обычном режиме добычи нефти в составе нефтяного попутного газа кислород отсутствует. В процессе закачки воздуха в добывающих скважинах резко меняется компонентный состав попутного нефтяного газа, что может привести к образованию взрывоопасной смеси. ОАО «РИТЭК» уделяет особое внимание безопасности процесса термогазового воздействия. Поэтому была поставлена задача обеспечить процесс нефтедобычи необходимыми контрольно-измерительными приборами для мониторинга технологии и

создания системы противоаварийной автоматической защиты.

МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ СОСТАВА НЕФТЯНОГО ПОПУТНОГО ГАЗА

Для реализации экспериментально-промысловых работ по опробованию метода термогазового воздействия на пласты баженовской свиты опытного участка Средне-Назымского месторождения необходимо определить перечень и диапазон контролируемых компонентов выходящего газа, установить периодичность контроля (рис. 1). С этой целью были изучены материалы в области определения компонентного состава нефтяного газа и принципы обнаружения газов. Использовались актуальные нормативные документы по методам отбора проб газа: ГОСТ 313702008 (ИСО 10715:1997) «Газ природный. Руководство по отбору проб», по методу определения компонентного состава: ГОСТ 31371.1-7-2008 (ИСО 6974-1:2000) «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности». Необходимо было определиться в главном, что требуется: система обнаружения горючих (углеводородные газы) и

токсичных газов (угарный газ и т. д.) или нужен полный компонентный анализ попутного газа. В первом случае, определение газа производится с помощью газоанализатора, оснащенного датчиком на конкретный газ: СО, С02, 02, 03, Н2, СН4, С2Н4, С3Н8 и т. д. Всего газов к обнаружению с помощью газоанализаторов около 300. Применение газоанализаторов обеспечивает постоянный контроль определенного газа.

Кислород с определенным содержанием в соединении с углеводородными газами создает взрывоопасную смесь. Таким образом,необходимо обеспечить постоянный контроль содержания кислорода. С учетом того,что при окислительных процессах в пласте выделяется СО2, необходимо проводить мониторинг диоксида углерода для изучения процесса в динамике. Известно, что в газах зависимости СО и СО2 при малых концентрациях обратно пропорциональны, и снижение содержания СО может служить предпосылкой к началу процесса. Таким образом, необходимо обеспечить с помощью газоанализаторов постоянный контроль трех компонентов нефтяного попутного газа: О2, СО, СО2.

Во втором случае определение компонентного состава осуществляется с помощью хроматографа. Таким методом определяются элементные газы (азот, кислород), неорганические газы (СО2, H2S) и углеводороды от С! до С8+. Для определения компонентного состава газа необходимо организовать отбор проб в пробоотборники в соответствии с ГОСТ 31370, обучить персонал работе на хроматографе. Применение лабораторного хроматографа обеспечивает периодический (1 раз в сутки) контроль полного компонентного состава газа. Специалистами компании рассмотрена продукция зарубежных фирм Varian (Голландия), Agilent Technologies (США), выпускающих поточные и лабораторные газовые хроматографы, а также продукция СКБ «Хроматэк», г. Йошкар-Ола. С учетом требования п. 6.3.13 ПБ 09-540-03 «Общие правила взрывобе-зопасности для взрывопожароопас-ных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», регламентирующего, что контроль за параметрами, определяющими взрывоо-пасность технологических процессов ... осуществляется не менее чем от двух независимых датчиков с раздельными точками отбора, принято решение о реализации обоих методов контроля состава попутного нефтяного газа добывающих скважин.

сепарация газа: выбор оборудования

Для определения компонентов необходимо провести сепарацию газа из продукции скважин. Анализ затрат между традиционной установкой газосепаратора с соответствующим оборудованием в тяжелых климатических условиях ХМАО-Югра и применением блочных установок показал, что экономически целесообразнее остановиться на последнем варианте. Преимущества блочных установок:

• полная комплектация для поставленной задачи, ускоряющая процесс проектирования;

• оптимальное соотношение капитальных и эксплуатационных затрат;

• полное соответствие требованиям к безопасности и охране труда, наличие сертификатов Ростехнадзора;

• минимальные сроки ввода в эксплуатацию;

рис. 1. обустройство кустовой площадки средне-назымского месторождения

• наличие систем освещения, поддержания микроклимата, вентиляции, которые гарантируют удобство, простоту эксплуатации и обслуживания;

• транспортабельность модулей (после выработки определенного месторождения оборудование может быть перемещено).

С учетом перечисленных преимуществ и с целью мониторинга возможности прорыва воздуха, каждую из добывающих скважин Средне-Назымского месторождения оснастили модернизированными измерительными установками типа «Мера-Массомер».

В модернизированных установках, выполнены на едином основании стандартный технологический блок и блок газоаналитического оборудования. При создании установок возникли проблемы с монтажом газоаналитического оборудования, поскольку допустимые к применению типы газоанализаторов (отечественных и импортных) имеют невзрывобезопасное исполнение и не могут быть смонтированы в помещении технологического блока установки. Конструкторами ОАО «Нефтемаш», г. Тюмень, найдено решение о возможности совмещений помещений двух различных категорий (В-1А и Д) через перегородку с увеличением длины технологического блока до 6 м. Совмещение помещений двух категорий стало возможным, так как газ из технологического блока в блок газоаналитического оборудования поступает по импульсным линиям.

Пробоотборные линии, пробоотборники и вспомогательное оборудование, используемое при отборе и транспортировке пробы, выполнены из материалов, соответствующих рабочим условиям и не оказывающих влияния на газ. Для осуществления постоянного контроля состава нефтяного попутного газа данные модернизированные установки оснащены датчиками газоанализаторов, которые позволяют зафиксировать прорыв кислорода в окружающие добывающие скважины, а также оценить процесс горения в пласте по содержанию СО и СО2.

контроль содержания о2, со, со2 в нефтяном попутном газе на средне-назымском месторождении

Установка «Мера-Массомер» с комплектом газоаналитического оборудования обеспечивает следующее:

• ввод аварийных уставок измеряемого компонента газа;

• передачу в операторную информации об объемном содержании О2, СО, СО2 в попутном нефтяном газе с отображением на персональном компьютере, формирование двухчасовых и суточных отчетов, ведение архива (АРМ оператора);

• при превышении содержания О2 более 1% (обьемных) автоматически закрывается задвижка с электроприводом AUMA на добывающей скважине, производится остановка станции управления электрическим центробежным насосом

АВТОМАТИЗАЦИЯ

Добыв ющая скважина

ш

Блок технологический

ИУ «Мера-Массомер»

Блок ГО

ГА

СПП

СУЭЦН —«--------------------------------

--Управляющее воздействие от ГА при достижении

аварийных уставок: От добывающей - остановка СУ ЭЦН «РИТЭКС»;

скважины / ^ -закрытие яг задвижки на добыв, скважине.

——(ХЛ.-.-.<---------------------------------------

Сброс пробы г йпа вДЕ

Сброс конденсата после фильтров от СПП в ДЕ

Передача данных о содержании 02, С0.С02

Добывающая скважина

Добывающая скважина

Добывающая скважина

Операторная

ПК 4 Сигнализация ^Vх

Сброс пробы газа на свечу рассеивания. Расход - 0.8 л/мин

Примечание.

Ориентировочное расстояние до операторной - 500 м, между скважинами -9 м.

Блок ГО - блок газоаналитического оборудования (ГА - газоанализатор, СПП - система пробоподготовки); СУ ЭЦН - станция управления электрическим центробежным насосом «РИТЭКС»; ДЕ - дренажная емкость на кустовой площадке;

ПК - персональный компьютер с ПО для контроля параметров газов с удаленного терминала; пробоотборник газа - ручной пробоотборник газа для последующего определения полного компонентного состава НПГ на хроматографе «Хроматэк-Кристалл 5000».

Рис. 2. Схема организациии контроля компонентов газа

(СУ ЭЦН «РИТЭКС»), срабатывает световая и звуковая сигнализация на пульте оператора и на площадке нагнетательной скважины.

Схема организации постоянного контроля кислорода, оксида углерода и диоксида углерода приведена на рис. 2. Сепаратор измерительной установки «Мера-Массомер» предназначен для отделения жидкости от газа. Отбор газа производится в соответствии с требованиями п. 9.1 ГОСТ 31370 из газопровода после сепаратора в двух точках:

• для постоянного контроля содер-жаниея в нефтегазовой смеси О2, СО, СО2 предусмотрены отбор газа через регулятор давления с газовой линии и подача по импульсным трубкам на датчики газоанализаторов,установленные в блоках газоаналитического оборудования;

• для определения компонентного состава газа на хроматографе предусмотрен отбор в переносные пробоотборники, соответствующие требованиям ГОСТ 31370.

На выходном газопроводе из техноло-

гического блока установлен электромагнитный клапан. Цель установки клапана-предотвращение попадания жидкости в систему газоаналитического оборудования. Закрытие клапана происходит при превышении верхнего уровня жидкости в сепараторе. Газ после электромагнитного клапана проходит в систему пробоподготовки на холодильники-соляроотделители и термохолодильник с элементом Пель-тье, предназначенные для отделения водонефтяной жидкости от газа и ее удаления, а также для осушения газа методом вымораживания. Затем подготовленный газ направляется на газоанализаторы, оснащенные ротаметром. По ротаметру с помощью вентилей точной регулировки расхода пробы регулируется подача газа (0,9 ± 0,1) л/мин.

Выбор типа газоанализаторов обусловлен требованиями к параметрам, определяющим взрывоопасность процесса. Диапазоны измерений и пределы допускаемой погрешности газоанализаторов приведены в таблице. Модернизированные установки «Мера-массомер» с комплектом газоаналити-

ческого оборудования эксплуатировались в ОАО «РИТЭК» в период испытания оборудования с сентября 2009 года по май 2010 года. Выявлены следующие проблемы, требующие решения:

• образование конденсата в сбросном трубопроводе газа в зимний период;

• заброс жидкости в систему газоаналитического оборудования из системы дренажа (при ошибке оператора добычи);

• необходимость установки огнепре-градителей между технологическим блоком, блоком газоаналитического оборудования, на входе в дренажную емкость;

• необходимость оценки целесообразности применения поточных хроматографов с учетом требований к времени срабатывания противоаварийных защит и времени проведения анализа.

ВЫПОЛНЕНИЕ ТРЕБОВАНИЙ РОСТЕХНАДЗОРА

Следует отметить, что все применяемые КИПиА, включая контроллеры,

ОПРЕДЕЛЯЕМЫЙ КОМПОНЕНТ ДИАПАЗОН ИЗМЕРЕНИЯ, ОБ.% УЧАСТОК ДИАПАЗОНА, В КОТОРОМ НОРМИРУЕТСЯ ОСНОВНАЯ ПОГРЕШНОСТЬ, ОБ.% ПРЕДЕЛЫ ДОПУСКАЕМОЙ ОСНОВНОЙ ПОГРЕШНОСТИ ГАЗОАНАЛИЗАТОРА, ОБ.%

Оксид углерода, СО 0-10 0-5,0 прив. ±2

5,0-10,0 отн. ±2

Диоксид углерода, СО2 0-20 0-10 прив. ±2 -

10-20 отн. ±2

Кислород О2 0-100 0-20 Абс. ±(0,001+0,01А*) -

20-100 - Абс. ±

имеют сертификаты об утверждении типа Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.

Реализованная схема проведения постоянного контроля состава нефтяного газа в модернизированных установках «Мера-Массомер» обеспечивает выполнение основных требований к системам автоматической противоаварийной защиты ПБ 09-540-03 «Общие правила взрывобезопасности для взрывопо-жароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств»:

п. 3.9. Технологические системы оснащаются средствами контроля за параметрами, определяющими взры-воопасность процесса, с регистрацией показаний и предаварийной (а при необходимости-предупредительной) сигнализацией их значений, а также средствами автоматического регулирования и предаварийнойзащиты;

п. 3.9. Для взрывоопасных технологических процессов предусматриваются системы противоаварийной автоматической защиты, предупреждающие возникновение аварийной ситуации, ... и обеспечивающие безопасную остановку или перевод процесса в безопасное состояние по заданной программе;

п. 3.12. Для систем противоаварийной автоматической защиты ... предусматривается применение микропроцессорной и вычислительной техники.

Исполнение этих требований обеспечивает безопасность процесса термогазового воздействия.

ВЫВОДЫ:

1. В результате модернизации измерительной установки ОАО «РИ-ТЭК» получил систему измерения количества и показателей качества нефтяного попутного газа. Кроме измерения расхода жидкой и газовой фазы продукции скважин появилась возможность определять содержание компонентов газа и производить представительный отбор проб для исследования в лабораторных условиях.

2. Разработан и апробирован способ пробоподготовки сырого попутного

нефтяного газа для последующего исследования.

3. Реализована система противоава-рийных защит с применением газоанализаторов.

4. Применение хроматографа позволило осуществлять мониторинг процесса термогазового воздействия: длительное во времени, дискретное наблюдение динамики изменения состава нефтяного попутного газа.

5. В зависимости от поставленной задачи в данной установке могут быть применены газоанализаторы на любой тип газа (более 300) для реализации различных технологий использования нефтяного попутного газа.

Литература:

1. ПБ 09-540-03. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.