Автоматизация технологических процессов книга

Рис. 21.2. Результаты газодинамических исследований

связаны с потерями продукции, а также ухудшают экологиче­ скую обстановку в регионе, так как в атмосферу выбрасывается большое количество газа.

Последние годы в некоторых газодобывающих регионах для контроля режима работы газовых скважин применяются пере­ движные установки «Надым-1» и «Надым-2». Они позволяют контролировать комплекс расходных параметров потока на вы­ борочных скважинах:

-измерять дебит газа;

-оценивать вынос жидкости;

-оценивать вынос механических примесей.

Измерения с помощью этих установок должны производиться

вприсутствии бригады обслуживающего персонала и связаны с выполнением большого объёма работ в промысловых условиях. При этом достоверность измерений может быть обеспечена лишь

втеплый период года.

Проблема измерения дебита, прежде всего, обусловлена многофазностью потока и нестабильностью работы скважин. Тради­ ционные методы и средства измерения расхода однофазных по­ токов (диафрагменные, турбинные, вихревые, ультразвуковые и др.) оказываются малопригодными для непосредственного кон­ троля дебитов скважин, особенно на газоконденсатных месторо­ ждениях.

Перспективным направлением в расходометрии многофазных сред является флуктуационный метод.

В трубопроводе с установленным внутри сужающим устрой­ ством при прохождении потока возбуждается флуктуационный процесс (флуктуации давления). Этому процессу соответствует характерный частотный спектр, мощность спектральных состав-

341

Рис. 21.3. Компоненты измерительной системы

ляющих которого зависит от расхода различных фаз потока (жидкость, газ, механические примеси).

Для снятия частотного спектра в трубопровод устанавливает­ ся датчик (СИМ - скважинный измерительный модуль), чувст­ вительный элемент которого погружен в поток (рис. 21.3). Чув­ ствительный элемент датчика выполнен в виде полого металли­ ческого цилиндра, внутри которого закреплен цилиндрический пьезокерамический преобразователь. На определенном расстоя­ нии перед датчиком установлено специальное сужающее устрой­ ство (формирователь потока). Датчик не чувствителен к избы­ точному давлению в трубопроводе и реагирует только на флуктуационную составляющую давления.

Спектр выходного сигнала датчика представлен на рис. 21.4 (£(/) - спектральная плотность мощности сигнала,/- частота). В этом спектре можно выделить частотные области, в которых влияние фаз многофазного потока различно. Так, можно выде­ лить частотную область, в которой мощность спектральных со­ ставляющих, в основном, зависит от расхода жидкости (Ж) в смеси и в меньшей степени от расхода газа и твердой фазы (пес­ ка). Аналогично можно выделить области наибольшего влияния газа (Г) и твердых примесей (П). По мощности спектральных составляющих в таких частотных областях можно вычислить со­ ответствующие расходы фаз.

Рис. 21.4. Частотный спектр выходного сигнала датчика

342

Рис. 21.5. Схема автоматизации газовой скважины

На основе изложенного метода

ООО « Г АН Г- Н ефтегазавтомати - ка» разработала и внедрила на месторождениях Крайнего Севера ряд информационно-измеритель­ ных систем семейства «Поток»:

-стационарная система «По- ток-3» для электрифицированных скважин;

-мобильная система «Поток-4» для неэлектрифицированных сква­ жин;

-интеллектуальная система «Поток-5» для функционирования

всоставе АСУТП добычи газа и газового конденсата.

Функциональная схема авто­ матизации газовой скважины представлена на рис. 21.5.

1.Измерение и сигнализация минимально допустимого значения давления, блокировка скважины в случае аварийно низкого давления.

2.Измерение температуры;

3.Измерение расхода газа (мгновенного и интегрального);

4.Сигнализация и блокировка скважины в случае предельной загазованности зоны скважины.

21.2. АВТОМАТИЗАЦИЯ ОБЪЕКТОВ АБСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ ГАЗА

Деление месторождений на газовые и газоконденсатные обу­ словлено различием технологических процессов подготовки их продукции к транспорту. В соответствии с требованиями отрас­ левого стандарта (ОСТ 51.40-93) точка росы транспортируемого газа по влаге и углеводородам ограничена следующими значе­ ниями:

• в зимний период:

- для холодной климатической зоны - от минус 25 до минус 20 °С;

343

-для умеренной и жаркой климатических зон - от минус 10 до минус 5 °С.

•в летний период:

-для холодной климатической зоны - от минус 15 до минус

5°С; - для умеренной и жаркой климатических зон - минус 3 °С.

Для выполнения этих требований необходимо обоснованно выбрать метод подготовки газа к транспорту, зависящий от ряда факторов:

-компонентного состава газа;

-давления и температуры газа в пластовых условиях и на устье скважины;

-климатических условий в районе разрабатываемого место­ рождения.

Месторождения природного газа в зависимости от состава уг­ леводородной продукции могут быть газовыми и газоконденсатными.

Подготовка продукции скважин газовых месторождений сво­ дится к осушке газа. При этом обеспечивается требуемая точка росы по влагосодержанию. Для осушки газа в настоящее время на промыслах применяют два процесса:

•Поглощение влаги из газа с помощью жидкого абсорбента (абсорбционная осушка). При этом влажный газ и жидкий аб­ сорбент движутся противотоком, а насыщенный влагой абсорбент непрерывно выводится из абсорбера на регенерацию.

•Поглощение влаги твердым адсорбентом (адсорбционная осушка). Влажный газ прокачивается через неподвижный слой адсорбента, который требует периодической регенерации. Для обеспечения непрерывности процесса адсорбции требуется бата­ рея адсорберов.

В качестве абсорбента на газопромысловых предприятиях широко используются гликоли: моноэтиленгликоль (МЭГ), ди­ этиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ).

В процессах адсорбционных осушки газа широкое распро­ странение получили силикагель и цеолиты.

Установки подготовки продукции скважин газоконденсатных месторождений должны обеспечить точку росы подготов­ ленного к транспорту газа по влаге и углеводородам. Основной технологический процесс подготовки газа газоконденсатных месторождений - низкотемпературная сепарация. Процесс протекает при пониженной температуре (—10...—30 °С) и по­ зволяет очистить газ от влаги и конденсата (Cs и выше). Полу­ ченный конденсат в дальнейшем транспортируется на перераба­ тывающие заводы для производства моторных топлив и сжижен­ ных газов.

344

А Б С О Р Б Ц И О Н Н А Я ОСУШКА ГАЗА

Абсорбционная осушка - наиболее широко применяемый тех­ нологический процесс подготовки газа к транспорту. Эта техно­ логия используется на большинстве месторождений северного региона, где эксплуатируется сеноманская залежь. К их числу относятся, в первую очередь, Уренгойское и Ямбургское газовые месторождения. На четырех УКПГ месторождения «Медвежье» Надымгазпрома подготовка газа также осуществляется по схеме абсорбционной осушки (имеется ряд УКПГ и с адсорбционной осушкой).

Схемы подготовки газа сеноманской залежи на этих месторо­ ждениях с точки зрения состава основных технологических объектов аналогичны. Одно из отличий связано с понижением устьевого давления газа на скважинах, что приводит к необходи­ мости ввода в эксплуатацию дожимных компрессорных станций перед УКПГ (ДКС второй очереди) для обеспечения нормальных режимов работы установок подготовки газа, а также после УКПГ (ДКС первой очереди) для обеспечения нормального режима транспорта газа. Это, прежде всего, относится к месторождениям, находящимся на стадии падающей добычи (Уренгойское, Медве­ жье и др.). На разных стадиях эксплуатации УКПГ может рабо­ тать без ДКС (при высоком пластовом давлении), с использова­ нием одной или двух ДКС (при снижении пластового давления).

Всостав основных технологических объектов установки под­ готовки газа абсорбционным методом входят (рис. 21.6):

-газопровод подключения УКПГ к промысловому газопро­

воду;

-здание переключающей аппаратуры (ЗПА);

-дожимная компрессорная станция (с цехом очистки газа) второй очереди;

-установка осушки газа;

-установка регенерации абсорбента;

-дожимная компрессорная станция первой очереди (на схеме не показана).

Имеется также большое количество вспомогательных объек­ тов, обеспечивающих функционирование УКПГ.

Сырой газ по газосборным коллекторам (ГСК) с определен­ ным давлением и температурой поступает по шлейфам во вход­ ные линии здания переключающей арматуры (ЗПА).

ВЗПА происходит снижение и выравнивание давлении, пере­ ключение коллекторов на факел при продувке и на обводной коллектор при аварийной остановке УКПГ. Газ последом;! ими.п<> проходит кран с дистанционным управлением, регулирующий клапан и по коллектору большого диаметра подаётся па V< lanoii

Ml

ку осушки газа. Снижение давления при редуцировании газа может привести к образованию гидратов, поэтому для пре­ дупреждения гидратообразования в шлейфы ЗПА вводится ин­ гибитор.

Дожимная компрессорная станция второй очереди (ДКС-2) предназначена для поддержания постоянного давления на входе установки осушки газа с целью обеспечения ее стабильной рабо­ ты. ДКС-2 через крановые узлы подключается к действующему коллектору сырого газа, проложенному от ЗПА к технологиче­ скому корпусу.

После компримирования газ поступает на установку охлажде­ ния и далее снова подается в коллектор, проложенный от ЗПА к технологическому корпусу. Установка охлаждения (АВО) необ­ ходима для снижения температуры газа, которая увеличивается на выходе компрессоров за счёт работы, совершаемой газопере­ качивающими агрегатами при сжатии газа. Снижение температу­ ры необходимо для улучшения процесса осушки газа, а также для снижения энергетических потерь при транспорте газа (при низких температурах газ занимает меньший объём).

Очистка газа перед ДКС от капельной влаги и механических примесей производится на установке очистки газа, состоящей, как правило, из двух ступеней сепарации (грубая и тонкая очистка).

Установка абсорбционной осушки газа состоит из нескольких (7... 12) технологических линий. Газ последовательно проходит на технологической линии кран с дистанционным управлением, се­ паратор, абсорбер, расходомер, регулирующий клапан и кран с дистанционным управлением.

Примечание. Иногда используется коллекторная схема соеди­ нения блока сепараторов и блока абсорберов. В этом случае вы­ ходные трубопроводы сепараторов объединяются в общий кол­ лектор, к которому также подключаются входные трубопроводы абсорберов. В такой схеме выделяют технологические линии се­ парации газа и технологические линии осушки газа.

С помощью расходомеров и регулирующих клапанов осущест­ вляется выравнивание нагрузок на каждой рабочей технологиче­ ской линии. По данным расходомеров определяется необходи­ мость остановки действующей (при снижении расхода) или пус­ ка резервной (при увеличении) линии для увеличения эффек­ тивности работы технологического оборудования.

Установка регенерации абсорбента включает в себя несколь­ ко технологических линий (2, 4). Насыщенный абсорбент (НМЭГ, НДЭГ, НТЭГ) из абсорберов цеха осушки газа подается в колонну регенерации, где происходит разделение абсорбента и воды.

347

Ф У Н К Ц И О Н А Л Ь Н А Я СХЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ БЛОКА СЕПАРАЦИИ

Функциональная схема автоматизации блока сепарации пред­ ставлена на рис. 21.8. Она включает следующие контуры:

1.Измерение и регистрация давления на входе в технологиче­ скую линию. Аварийная сигнализация верхнего и нижнего уровней.

2.Измерение и регистрация давления в аппарате. Аварийная сигнализация при повышении давления.

3.Измерение и регистрация перепада давления в аппарате. Предупредительная сигнализация при повышении перепада дав­ ления. Рабочее значение перепада давления - не более 0,02 МПа.

4.Измерение и регистрация температуры в аппарате.

5.ПИД-регулирование расхода промывочной воды в сепара­ тор. Выбор режима управления (ручной, автоматический). Изме­ рение и регистрация расхода промывочной воды, аварийная сиг-

Пластовая вода

Рис. 21.8. Функциональная схема автоматизации блока сепарации

350