image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 6 2016

Автоматизация

01.06.2016 10:00 Оптимизация управления подачей метанола в системах сбора природного газа

Проблема образования гидратов в промысловой системе сбора газа в наибольшей степени актуальна для газовых месторождений Крайнего Севера. Гидратообразование зависит от сочетания термобарических условий, состава газа и влагосодержания. Оно возможно на любой стадии разработки месторождения, поэтому создание безгидратного режима эксплуатации является актуальной проблемой. Наиболее часто это обеспечивается подачей в скважины и шлейфы ингибиторов гидратообразования, в частности метанола. Существующие методики не обеспечивают оперативную оптимизацию расхода метанола. Это связано с трудностями получения исходной информации для расчетов и с тем, что режимы работы скважин, шлейфов и коллекторов могут существенно различаться между собой. Поскольку недостаточная концентрация водно-метанольного раствора превращает его из ингибитора гидратов в катализатор, в скважины и шлейфы подают заведомо избыточное количество метанола. В статье предлагается определять расход метанола в зависимости от значения теоретической температуры гидратообразования (ТТГ). Для оптимизации расхода предложено использовать следующий алгоритм оперативного управления. При определении ТТГ используются результаты измерения температуры и давления на устье скважины, полученные в режиме реального времени. Если в процессе непрерывного мониторинга температуры газа на входе установки комплексной подготовки газа (УКПГ) обнаруживается, что ее значение стало меньше ТТГ, проводится дополнительная проверка динамики изменения давления на входе УКПГ, по результатам которой либо делается вывод о начале гидратообразования и увеличивается подача метанола, либо производится коррекция ТТГ с помощью базы знаний, а расход метанола остается прежним. Предложенный алгоритм оптимизации управления подачей метанола позволяет повысить достоверность диагностирования и более рационально использовать метанол.



Ключевые слова: гидратообразование, метанол, оптимизация расхода, теоретическая температура гидратообразования, коэффициент теплопередачи шлейфа, база знаний.
Ссылка для цитирования: Прахова М.Ю., Краснов А.Н., Хорошавина Е.А., Шаловников Э.А., Коловертнов Г.Ю. Оптимизация управления подачей метанола в системах сбора природного газа // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 6. С. 22–28.
Открыть PDF


 При разработке большинства газовых и газоконденсатных месторождений возникает проблема гидратообразования. Особое значение этот вопрос приобретает при разработке месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов создают благоприятные условия для образования гидратов не только в скважинах и газопроводах, но и в пластах. При этом опасность возникновения гидратов существует на всех этапах разработки газоконденсатных месторождений (ГКМ). Так, например, на Ямбургском ГКМ в начальный период разработки давление газа составляло 9,4–9,8 МПа при температуре на устье скважин 10–16 °С [1]. Температура начала гидратообразования при этих давлениях для составов газа данного ГКМ составляет 12–13 °С [2], соответственно, часть шлейфов (главным образом длинных, от 8 до 12 км) изначально работала в режиме гидратообразования. В настоящее время давление на устье скважин понизилось до значений порядка 3 МПа, но почти во всех скважинах наблюдается интенсивный неконтролируемый вынос пластовой воды, что создает благоприятные условия для образования газовых гидратов.

Образование гидратов в шлейфах не только приводит к уменьшению проходного сечения трубопровода, уменьшению производительности как куста газовых скважин, так и УКПГ и всего промысла в целом, но и при определенных условиях может привести к полному прекращению прохождения газа по шлейфу. Поэтому затраты, связанные с предупреждением гидратообразования в условиях Крайнего Севера, весьма значительны и достигают 30% себестоимости добываемого газа [3]. Соответственно, создание безгидратного режима эксплуатации шлейфов является актуальной научно-технической и производственной проблемой.

Безгидратный режим может быть создан несколькими способами: выбором технологического режима работы скважин и шлейфов, подогревом газа [4] или, когда это невозможно, подачей ингибитора гидратообразования в ствол скважины и шлейф. При этом надо учитывать следующее обстоятельство. Даже в скважинах, работающих с дебитами, обеспечивающими безгидратный режим, при отклонении от него возможно образование гидратов. Поэтому для таких ситуаций все равно должна быть обеспечена возможность подачи ингибитора, в качестве которого можно использовать метанол, гликоли (в частности, диэтиленгликоль), электролиты (например, 30%-ный раствор хлористого кальция) или смесь различных ингибиторов, например метанола с раствором хлористого кальция [5].

В России на газовых месторождениях практически повсеместно используется метанол. На ингибирование систем добычи, сбора и подготовки газа приходится более 90% метанола, потреб-
ляемого в газовой отрасли [6]. Это обусловлено сочетанием его многих положительных качеств [7].

Постановка задачи

Для характерных термобарических условий эксплуатации шлейфов на северных месторождениях теоретический расход метанола может изменяться в довольно широких пределах (от 0 до 300 г на 1000 м3 газа). На практике же необходим дополнительный запас в 20–25% по расходу метанола при ингибировании шлейфов с целью устранения опасности появления гидратов в коллекторе [7]. Кроме того, в присутствии разбавленных водных растворов метанола для предупреждения гидратов недостаточной концентрации возникает противоположный эффект ускоренного роста кристаллогидратов. Поэтому на большинстве месторождений при дозировании метанола исходят из того, что экономный расход может стать причиной серьезной аварии, ликвидация которой обойдется значительно дороже, чем затраты на расход метанола с запасом. Таким образом, задача определения оптимального расхода метанола имеет большое значение как для обеспечения надежной эксплуатации систем промыслового сбора, так и для экономической эффективности работы промысла.

 Обзор существующих методик определения расхода метанола

Подача метанола на объектах промысловой системы сбора нормируется ведомственным руководящим документом ВРД 39-1.13-010-2000 [7]. Эта методика рекомендует при определении удельного расхода метанола, вводимого в поток газа для предупреждения гидратообразования на некотором защищаемом участке, учитывать следующие факторы:

  • количество содержащейся в газе жидкой воды;
  • минимально необходимую для предотвращения гидратообразования в защищаемой точке концентрацию метанола в водной фазе;
  • концентрацию закачиваемого в газ метанола (обычно 90–95% масс.);
  • количество метанола, содержащееся в поступающем газе и в поступающем с газом углеводородном конденсате, а также растворяющееся в газовой фазе и в углеводородном конденсате при минимально необходимой концентрации водометанольного раствора.

По сути, в этой методике учитывается особенность применения метанола, состоящая в необходимости корректировки его расхода в том случае, если этот реагент уже содержится в потоке поступающего газа. Это обусловлено высокой летучестью паров метанола, вследствие чего введенный ранее в газ метанол (например, в скважину или шлейф) содержится и на последующих участках сбора, подготовки и транспортировки газа. Сложность же такой корректировки обусловлена тем, что остаточное количество метанола в газе не измеряется.

В документе также отмечается, что наибольшие затруднения при нормировании расхода метанола связаны с условиями ингибирования системы «скважина – шлейф (коллектор) – входной сепаратор УКПГ». Это обусловлено в первую очередь тем, что режимы работы скважин, шлейфов и коллекторов могут существенно различаться между собой. Вследствие этого расходные показатели по метанолу для них также могут заметно отличаться. К числу факторов, способствующих такому различию, относятся производительность скважин, длина шлейфов и их загрузка, что обуславливает температурный режим их работы; количество выносимой из скважины воды и ее минерализация; количество углеводородной жидкости и др.

Так, например, при минерализации воды свыше 30–40 мг/л необходимо также учитывать снижение температуры гидратообразования, обусловленное присутствием растворенных в воде солей. Однако чтобы воспользоваться приведенными в документе зависимостями, нужно знать остаточную концентрацию водно-метанольного раствора, которая опять-таки не измеряется.

Необходимое количество метанола можно также определить по равновесной температуре гидратообразования в конкретном шлейфе [2]. Теоретическое значение этой температуры tгт рассчитывается по формуле [3]:

22-28-f1.jpg

где KT – теоретический расчетный коэффициент теплопередачи шлейфов, ккал/(м2.час.°С);

t0 – температура окружающей среды, °С;

Di – коэффициент Джоуля – Томпсона, °С/атм;

l – расстояние от куста скважины до УКПГ, м;

G – массовый расход газа, кг/ч;

Сp – теплоемкость газа, ккал/(кг.°С).

Процентное содержание метанола в газе, необходимое для предотвращения гидратообразования, и соответствующий этому проценту расход метанола в килограммах на 1000 м3 газа можно определить либо по номограммам [8], либо по формуле Гаммершмидта [7].

Несмотря на то что существующие методики позволяют достаточно корректно обосновать расход метанола для конкретных условий работы скважины или шлейфа, реально в промысловую систему сбора практически на всех северных месторождениях подается избыточное количество метанола. Это объясняется несколькими причинами.

Во-первых, расход метанола определяется из соотношений материального баланса, которые корректны только при установившемся термогидродинамическом режиме (условия материального баланса по воде, летучему и нелетучему компонентам ингибитора, отнесенные к единице массы (или объема) газа). На практике же это реализуется далеко не всегда. Например, в пусковой период водный раствор ингибитора может постепенно накапливаться в местах с повышенным гидравлическим сопротивлением. Иногда реализуется периодический режим, когда накопившаяся жидкая фаза время от времени выносится из системы (это характерно для систем сбора газа на поздней стадии эксплуатации месторождения).
В некоторых случаях при практически установившемся гидродинамическом режиме имеет место неустановившийся температурный режим.

Во-вторых, из-за отсутствия индивидуальных систем дозировки и метанолопроводов к каждой скважине, а также контроля за распределением метанола по индивидуальным отводам от общего метанолопровода метанол подается в максимально требуемом количестве.

В-третьих, при попадании водно-метанольного раствора в газовый поток при наличии в нем выносимой со скважины воды происходит разбавление ингибитора, поэтому для обеспечения надежного безгидратного режима УКПГ концентрацию метанола увеличивают в 1,1–1,2 раза по сравнению с теоретическим расчетным значением.

В-четвертых, сказывается недостоверность и неполнота исходной информации для расчета количества метанола. Так, например, существующий на Ямбургском ГКМ алгоритм определения расхода метанола по данным оперативных измерений температуры и давления на входе УКПГ и периодических измерений температуры и давления на устье скважин, осуществляемых операторами вручную, недостаточно эффективен, т.к. не учитывает многие параметры шлейфов и кустов скважин, такие как фактический коэффициент теплопередачи шлейфов, обводненность скважин и др. [3].

Для уменьшения перерасхода метанола предлагаются различные меры. Например, в [9] предлагается достаточно сложный алгоритм определения коэффициента теплопередачи шлейфов в реальном времени по данным телеметрии кустов скважин. В работах [10–12] предлагаются графоаналитические способы определения количества метанола. В [3, 13] предложено измерять температуру и давление на устье каждой скважины также в режиме реального времени, для чего установить на них регистраторы технологических параметров, входящие в систему телеметрического контроля технологических параметров газоконденсатных скважин и шлейфов [14], а для учета не измеряемых непосредственно факторов – использовать базу знаний.

 Реализация системы управления подачей метанола22-28-r1.jpg

Рассмотрим один из возможных вариантов реализации такой системы управления подачей метанола (СУПМ), структурная схема которой приведена на рисунке 1.

22-28-r2.jpg

СУПМ является одной из подсистем АСУ ТП УКПГ. В рамках этой подсистемы осуществляется диагностирование условий возможного гидратообразования и управление процессом предупреждения гидратообразования во входных шлейфах и самой УКПГ посредством оптимизации подачи метанола. Она включает три основных блока: базу данных, базу знаний и блок логической обработки. 

Операторы УКПГ записывают в базу данных СУПМ в раздел нормативной и справочной информации следующую информацию: количество входных шлейфов; теоретическое значение коэффициента теплопередачи шлейфов от газа к окружающей среде; расстояние от куста скважин до УКПГ; концентрации ингибитора, подаваемого в устье скважин и поступающего из шлейфа; количество пластовой воды, поступающей из скважин; плотность газа и др. Содержание этого раздела по мере необходимости регулярно обновляется. В этот же раздел записывается остальная часть информации, необходимая для нормального функционирования системы.

В раздел оперативной информации базы данных записываются результаты измерений температуры и давления на устье скважин, поступающие по радиоканалу от регистраторов (например, РТП-4), и температуры и давления на входе в УКПГ, измеряемые средствами, входящими в состав АСУ ТП УКПГ.

База знаний формируется путем извлечения информации по опросам экспертов в виде когнитивной модели, устанавливающей закономерности между коэффициентами теплопередачи с профилем шлейфа, оценивающей профиль шлейфа и состояние его изоляции, толщину снежного покрова, направление и скорость ветра, определяющей оптимальный расход метанола. Причем содержание базы знаний в процессе работы периодически уточняется и дополняется.

По результатам измерений температуры и давления и сведениям, хранящимся в базе данных, в блоке логической обработки производится расчет теоретической температуры гидратообразования tгт и соответствующий ей номинальный расход метанола qном.

Управление процессом предупреждения гидратообразования в шлейфах осуществляется на основе контроля температуры t2 и давления P2 в конце шлейфа (на входе УКПГ). Эти параметры в рамках АСУ ТП автоматически измеряются в реальном масштабе времени с заданной периодичностью и заносятся в базу данных, являющуюся единой для АСУ ТП УКПГ и СУПМ.

Диагностирование возможного начала процесса гидратообразования во входных шлейфах и на самой УКПГ осуществляется постоянным сравнением теоретической расчетной температуры гидратообразования tгт в шлейфе на входе УКПГ с температурой t2, которая измеряется средствами АСУ ТП УКПГ. Пока выполняется условие t2 ≥ tгт, метанол подается в шлейф с номинальным расходом. Если измеряемая температура становится ниже значения tгт, теоретически это означает начало процесса гидратообразования. Однако невыполнение указанного условия может быть следствием того, что при расчете tгт не были учтены такие не измеряемые непосредственно факторы, как, например, рельеф местности, по которой проложен шлейф, состояние его изоляции, толщина снежного покрова, влияющие на коэффициент теплопередачи, и т.п. Поэтому далее производится сравнение значения давления P2 на входе УКПГ со значением P2, полученным в предыдущем измерительном цикле. Если давление возросло на некоторую величину, конкретное значение которой устанавливается по когнитивной модели (например, на 10%) и это превышение (P2’’) сохраняется в течение определенного времени (например, не менее 30 минут, период времени также устанавливается по когнитивной модели), можно сделать однозначный вывод о начале процесса гидратообразования и необходимости увеличения количества подаваемого метанола до значения, соответствующего устранению гидратной пробки (определяется технологическим регламентом УКПГ). Если же давление не изменилось, то блок логической обработки производит обращение к базе знаний и формирует на основе заложенных в нее знаний заключения о начале гидратообразования. Если заключение отрицательное, производится уточнение теоретической температуры гидратообразования tгт на основе формализованных знаний, хранящихся в базе, а расход метанола не увеличивается.

В случае положительного заключения запускается процесс перерасчета расхода метанола и формирование управляющего воздействия для системы подачи метанола.

Очень важным с точки зрения надежности функционирования СУПМ является безотказная работа преобразователей давления, установленных на устье скважины. Для оценки их работоспособности можно использовать так называемые виртуальные преобразователи. Это, по сути, математические модели, назначение которых – поиск потенциальных несоответствий информации в работе АСУ ТП в режиме реального времени [15, 16]. Такой виртуальный преобразователь давления, установленный в блоке логической обработки, в режиме реального времени анализирует соответствие значений давления на всех скважинах, подключенных к шлейфу, определенной модели, и при его нарушении диагностирует неисправность какого-либо из датчиков.

Алгоритм работы СУПМ показан на рисунке 2.

Влияние используемого при расчете tгт значения коэффициента теплопередачи на расход метанола можно проиллюстрировать следующим расчетом.

Экспериментальные исследования, проведенные на Ямбургском ГКМ, показывают, что значение фактических коэффициентов теплопередачи КТ, полученных по промысловым замерам, изменяются в зависимости от времени года и погодных условий в диапазоне от 0,3 до 3–4 ккал/(м2.час.°С) при расчетном проектном значении для новой сухой и неповрежденной теплоизоляции 1 ккал/(м2.час.°С). Рассчитанные по этим коэффициентам значения tгт (для шлейфа длиной 5 км при температурах окружающей среды –20 °С, на устье скважины 12 °С, на входе УКПГ
5 °С и массовом дебите газа 172 тыс. кг/час) изменяются в диапазоне от –14,5 до –17,3 °С. Соответствующая этим температурам необходимая концентрация метанола в водно-метанольном растворе составляет 43,67–30,89% масс. Эта разность и есть ресурс для оптимизации.

 

Выводы

Таким образом, предлагаемая система оперативного управления позволяет повысить точность определения теоретической температуры гидратообразования за счет измерения температуры и давления в режиме реального времени не только на входе УКПГ, но и на устье скважин. Диагностирование начала процесса гидратообразования по двум факторам (уменьшению температуры газа и повышению давления на входе УКПГ в установившемся режиме эксплуатации) позволяет повысить достоверность диагностирования и более рационально использовать метанол.
В конечном итоге использование системы оперативного управления предотвращением гидратообразования позволяет не только эффективно предотвращать гидратообразование, но и улучшить экономические показатели работы газового промысла.


22-28-rek1.jpg



← Назад к списку


im - научные статьи.