Автоматизация технологических процессов книга. Компетенций в новой среде обучения виртуальной среде профессиональной деятельности
 Скачать 24.89 Mb.
|
|
339 12* Рис. Обвязка куста скважин с факельной линией ЗШ - задвижка шлейфовая; ЗФ - задвижка факельная ДИК Т - диафрагменный измеритель критического течения ется диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ), из которого газ выбрасывается в атмосферу. Устанавливая поочередно на ДИКТ диафрагмы различного диаметра, изменяют режимы работы скважины. Как правило, исследования выполняют на 3...5 стационарных режимах. На каждом режиме скважина работает на ДИКТ в течение определенного времени (от получаса до нескольких часов) и после его стабилизации операторы фиксируют давление и температуру на ДИКТ и на устье скважины. По известным температуре, давлению, диаметру измерительной диафрагмы на ДИКТе и составу пластового газа рассчитывается дебит скважины на каждом исследуемом режиме. Поре зультатам расчёта строится график зависимости устьевого давления от дебита пластового газа (рис. 21.2). С помощью этого графика подавлению на рабочем режиме можно оценить дебит газовой скважины. Но оценки дебита скважины, полученные из графика, могут значительно отличаться от фактических показателей. Пусть измеренное устьевое давление составило 47,9 атм. Это давление определено с погрешностью порядка 1 % (меньшую погрешность измерения трудно обеспечить в промысловых условиях. Тогда для значений изменения давления в интервале 47,9 атм. ±1 % соответствующие значения дебита будут находиться в интервале от 480 тыс. нм 3 /сут до 680 тыс. нм 3 /сут (эта область подкрашена на рис. 21.2). Следовательно, утверждать можно лишь то, что истинное значение дебита скважины на рабочем режиме находится в оцененном интервале расходов. Очевидно, что такая оценка дебита оказывается достаточно грубой. Кроме того, газодинамические исследования требуют больших временных затрат, отличаются большой трудоёмкостью работ, 340 Рис. Результаты газодинамических исследований связаны с потерями продукции, а также ухудшают экологическую обстановку в регионе, так как в атмосферу выбрасывается большое количество газа. Последние годы в некоторых газодобывающих регионах для контроля режима работы газовых скважин применяются передвижные установки Надыми Надым. Они позволяют контролировать комплекс расходных параметров потока на выборочных скважинах - измерять дебит газа - оценивать вынос жидкости - оценивать вынос механических примесей. Измерения с помощью этих установок должны производиться в присутствии бригады обслуживающего персонала и связаны с выполнением большого объёма работ в промысловых условиях. При этом достоверность измерений может быть обеспечена лишь в теплый период года. Проблема измерения дебита, прежде всего, обусловлена мно- гофазностью потока и нестабильностью работы скважин. Традиционные методы и средства измерения расхода однофазных потоков (диафрагменные, турбинные, вихревые, ультразвуковые и др) оказываются малопригодными для непосредственного контроля дебитов скважин, особенно на газоконденсатных месторождениях. Перспективным направлением в расходометрии многофазных сред является флуктуационный метод. В трубопроводе с установленным внутри сужающим устройством при прохождении потока возбуждается флуктуационный процесс (флуктуации давления. Этому процессу соответствует характерный частотный спектр, мощность спектральных состав Рис. Компоненты измерительной системы ляющих которого зависит от расхода различных фаз потока жидкость, газ, механические примеси. Для снятия частотного спектра в трубопровод устанавливается датчик (СИМ - скважинный измерительный модуль, чувствительный элемент которого погружен в поток (рис. 21.3). Чувствительный элемент датчика выполнен в виде полого металлического цилиндра, внутри которого закреплен цилиндрический пьезокерамический преобразователь. На определенном расстоянии перед датчиком установлено специальное сужающее устройство (формирователь потока. Датчик нечувствителен к избыточному 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 выделить частотную область, в которой мощность спектральных составляющих, в основном, зависит от расхода жидкости (Ж) в смеси ив меньшей степени от расхода газа и твердой фазы (песка. Аналогично можно выделить области наибольшего влияния газа (Г) и твердых примесей (П. По мощности спектральных составляющих в таких частотных областях можно вычислить соответствующие расходы фаз. Рис. Частотный спектр выходного сигнала датчика 342 Рис. 21.5. Схема автоматизации газовой скважины На основе изложенного метода ООО « ГАНГ- Н ефтегазавтомати - ка разработала и внедрила на месторождениях Крайнего Севера ряд информационно-измеритель ных систем семейства Поток - стационарная система Поток для электрифицированных скважин - мобильная система Поток для неэлектрифицированных скважин - интеллектуальная система Поток для функционирования в составе АСУТП добычи газа и газового конденсата. Функциональная схема автоматизации 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 обусловлено различием технологических процессов подготовки их продукции к транспорту В соответствии с требованиями отраслевого стандарта (ОСТ 51.40-93) точка росы транспортируемого газа по влаге и углеводородам ограничена следующими значениями 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 Св летний период - для холодной климатической зоны - от минус 15 до минус С - для умеренной и жаркой климатических зон - минус 3 С. Для выполнения этих требований необходимо обоснованно выбрать метод подготовки газа к транспорту, зависящий отряда факторов - компонентного состава газа - давления и температуры газа в пластовых условиях и на устье скважины - климатических условий в районе разрабатываемого месторождения. Месторождения природного газа в зависимости от состава углеводородной продукции могут быть газовыми и газоконденсатными. Подготовка продукции скважин газовых месторождений сводится 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 абсорбент 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 батарея адсорберов. В качестве абсорбента на газопромысловых предприятиях широко используются гликоли моноэтиленгликоль (МЭГ), ди этиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). В процессах адсорбционных осушки газа широкое распространение получили силикагель и цеолиты. Установки подготовки продукции скважин газоконденсатных месторождений должны обеспечить точку росы подготовленного к транспорту газа по влаге и углеводородам. Основной технологический процесс подготовки газа газоконденсатных месторождений - низкотемпературная сепарация. Процесс протекает при пониженной температуре (—10...—30 Си позволяет очистить газ от влаги и конденсата (Cs и выше. Полученный конденсат в дальнейшем транспортируется на перерабатывающие заводы для производства моторных топлив и сжиженных газов. 344 АБСОРБЦИОННАЯ ОСУШКА ГАЗА Абсорбционная осушка - наиболее широко применяемый технологический процесс подготовки газа к транспорту. Эта технология 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 месторождениях сточки зрения состава основных технологических объектов аналогичны. Одно из отличий связано с понижением устьевого давления газа на скважинах, что приводит к необходимости 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, Медвежье и др. На разных стадиях эксплуатации УКПГ может работать без ДКС (при высоком пластовом давлении, с использованием одной или двух ДКС (при снижении пластового давления. В состав основных технологических объектов установки подготовки газа абсорбционным методом входят (рис. 21.6): - газопровод подключения УКПГ к промысловому газопроводу - 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 объектов, обеспечивающих функционирование УКПГ. Сырой газ по газосборным коллекторам (ГСК) с определенным давлением и температурой поступает по шлейфам во входные линии здания переключающей арматуры (ЗПА). В ЗПА происходит снижение и выравнивание давлении, переключение 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 Рис. 21.6. Структурная схема объектов газового промысла ку осушки газа. Снижение давления при редуцировании газа может привести к образованию гидратов, поэтому для предупреждения гидратообразования в шлейфы ЗПА вводится ингибитор. Дожимная компрессорная станция второй очереди (ДКС-2) предназначена для поддержания постоянного давления на входе установки осушки газа с целью обеспечения ее стабильной работы. ДКС-2 через крановые узлы подключается к действующему коллектору сырого газа, проложенному от ЗПА к технологическому корпусу. После компримирования газ поступает на установку охлаждения и далее снова подается в коллектор, проложенный от ЗПА к технологическому корпусу. Установка охлаждения (АВО) необходима для снижения температуры газа, которая увеличивается на выходе компрессоров за счёт работы, совершаемой газопере качивающими агрегатами при сжатии газа. Снижение температуры 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, сепаратор, абсорбер, расходомер, регулирующий клапан и кран с дистанционным управлением. Примечание. Иногда используется коллекторная схема соединения блока сепараторов и блока абсорберов. В этом случае выходные трубопроводы сепараторов объединяются в общий коллектор, к которому также подключаются входные трубопроводы абсорберов. В такой схеме выделяют технологические линии сепарации газа и технологические линии осушки газа. С помощью расходомеров и регулирующих клапанов осуществляется выравнивание нагрузок на каждой рабочей технологической линии. Поданным расходомеров определяется необходимость остановки действующей (при снижении расхода) или пуска резервной (при увеличении) линии для увеличения эффективности работы технологического оборудования. Установка регенерации абсорбента включает в себя несколько 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 21.3. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ СХЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ БЛОКА СЕПАРАЦИИ И БЛОКА АБСОРБЦИИ Цех осушки газа включает несколько технологических линий. Каждая технологическая линия осушки газа содержит в своем составе (рис. 21.7): • газосепаратор с промывочной секцией (С абсорбер (А. В сепараторе С с промывочной секцией газ очищается от механических примесей, солей и частично от метанола путём промывки промывочной (рефлюксной) водой, которая через регулирующий клапан сливается в дренаж. Расход подаваемой промывочной воды зависит от количества осушаемого газа. Газ, очищенный от пластовой воды, механических примесей и солей, отводится с верха сепаратора и по трубопроводу подаётся в нижнюю часть абсорбера А. Абсорбер представляет собой вертикальный аппарат, состоящий из двух секций массообмен- ной и сепарационной. Газ поступает в абсорбер под глухую тарелку, где происходит частичное отделение капельной жидкости. Попадая в массооб- менную секцию и перемещаясь снизу вверх, газ контактирует на тарелках (или в высоком слое насадки) с высококонцентрированным жидким абсорбентом. Абсорбент, постепенно насыщаясь влагой, стекает в нижнюю (кубовую) часть массообменной секции и выводится из абсорбера. Осушенный газ из массообменной секции поступает в выходную фильтрующую секцию, где отбивается унесённый капельный гликоль. С верха абсорбера газ подаётся в коллектор осушеного газа. После установки осушки газ проходит установку воздушного охлаждения (АВО) или СОГ, затем - газоизмерительную станцию (ГИС), узел аварийных (охранных) отключающих кранов и поступает (через дожимную компрессорную станцию ДКС-I) в газопровод подключения. Охлаждение газа перед его подачей в магистральный газопровод до минусовых температур (-2...-7 С) характерно для северных месторождений, где газопроводы пролегают по территории вечномерзлых грунтов. Рис. Установка абсорбционной осушки газа ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СХЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ БЛОКА СЕПАРАЦИИ Функциональная схема автоматизации блока сепарации представлена на рис. 21.8. Она включает следующие контуры 1. Измерение и регистрация давления на входе в технологическую 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 давления. Рабочее значение перепада давления - не более 0,02 МПа. 4. Измерение и регистрация температуры в аппарате. 5. ПИД-регулирование расхода промывочной воды в сепаратор. Выбор режима управления (ручной, автоматический. Измерение и регистрация расхода промывочной воды, аварийная сиг- Пластовая вода Рис. Функциональная схема автоматизации блока сепарации 350 нализация при прекращении подачи промывочной воды в сепаратор. Задание регулятору вычисляется делением измеренного расхода газа через абсорбер на количество воды, требуемой для промывки единицы объёма газа. 6. Позиционное регулирование уровня пластовой воды все параторе. При уровне пластовой воды >500 мм кран открывается. При уровне пластовой воды <100 мм кран закрывается. Измерение и регистрация значения уровня пластовой воды, предупредительная сигнализация верхнего и нижнего уровня. Дистанционное управление краном и сигнализация его состояния. 7. Управление краном-отсекателем на выходе пластовой воды из сепаратора. Если уровень пластовой воды <50 мм (предельно низкий уровень пластовой воды в сепараторе, то кран закрывается. Измерение и регистрация уровня пластовой воды, аварийная сигнализация предельно низкого уровня. Дистанционное управление краном и сигнализация его состояния. 8. ПИД-регулирование уровня промывочной воды в сепараторе. Выбор режима управления (ручной, автоматический. Измерение и регистрация уровня промывочной воды, предупредительная сигнализация верхнего и нижнего уровня. Дистанционное управление клапаном. 9. Управление краном-отсекателем на выходе промывочной воды из сепаратора. Если уровень воды <100 мм (предельно низкий уровень промывочной воды в сепараторе, то кран закрывается. Измерение и регистрация уровня промывочной воды, аварийная сигнализация предельно низкого уровня. Дистанционное управление краном и сигнализация его состояния. ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СХЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ БЛОКА АБСОРБЦИИ Функциональная схема автоматизации блока абсорбции представлена на рис. 21.9. Она включает следующие контуры 1. Измерение и регистрация температуры в аппарате. 2. Измерение и регистрация перепада давления в аппарате. Предупредительная сигнализация при повышении перепада давления. Рабочее значение параметра - не более 0,06 МПа. 3. Измерение и регистрация давления в аппарате. 4. ПИД-регулирование уровня насыщенного ДЭГа в абсорбере. Выбор режима управления (ручной, автоматический. Измерение и регистрация уровня насыщенного ДЭГа, предупредительная сигнализация верхнего и нижнего уровня. Дистанционное управление клапаном. 5. Управление краном-отсекателем на выходе насыщенного ДЭГа из абсорбера. Если уровень насыщенного ДЭГа <75 мм, то кран закрывается. Измерение и регистрация уровня насыщенного ДЭГа, аварийная сигнализация предельно низкого уровня. 352 Рис. 21.9. Функциональная схема автоматизации блока абсорбции Дистанционное управление краном и сигнализация его состояния. 6. ПИД-регулирование расхода регенерированного ДЭГа в абсорбер в зависимости от расхода газа через абсорбер и его влаго- содержания. Измерение и регистрация расхода регенерированного ДЭГа. Дистанционное управление клапаном. Задание регулятору вычисляется по алгоритму в зависимости от расхода газа через абсорбер и его влагосодержания. |