Оптимизация управления подачей метанола в системах сбора природного газа

Статья в Elpub

Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016; : 22-29

Оптимизация управления подачей метанола в системах сбора природного газа

Прахова М. Ю., Краснов А. Н., Хорошавина Е. А., Шаловников Э. А., Коловертнов Г. Ю.

Аннотация

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.

Список литературы

1. Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений природных газов в XXI веке. М.: ОАО «Газпром», 2003. 252 с.

2. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. М.: Недра, 1986. 261 с.

3. Жожикашвили В.А., Фархадов М.П., Рыков В.А. Система управления процессом предупреждения гидратообразований в УКПГ месторождений Крайнего Севера на основе обработки экспертных знаний. М.: ИРЦ «Газпром»,1998. С. 15-27.

4. Прахова М.Ю., Мымрин И.Н. Локальная автоматическая система электроподогрева для предотвращения гидратообразования на сбросном трубопроводе // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2014. № 2. С. 3-6.

5. Бешенцева С.А. Анализ методов предупреждения гидратообразования в трубопроводах // Вестник кибернетики. 2012. № 11. С. 40-44.

6. ВРД 39-1.13-010-2000. Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром». М., 2000. Режим доступа: http://www.opengost.ru/3206-vrd-39-1.13-010-2000-instrukciya-po-raschetu-normativov-potrebLeniya-metanoLa-dLya-ispoLzovaniya-v-raschetah-predeLno-dopustimyh-sbrosov-metanoLa.html. Дата обращения 07.06.2016.

7. Грунвальд А.В. Использование метанола в газовой промышленности в качестве ингибитора гидратообразования и прогноз его потребления в период до 2030 г. // Нефтегазовое дело. 2007. № 2. Режим доступа: http://ogbus.ru/articLe/ispoLzovanie-metanoLa-v-gazovoj-promyshLennosti-v-kachestve-ingibitora-gidratoobrazovaniya-i-prognoz-ego-potrebleniya-v-period-do-2030-g/. Дата обращения 07.06.2016.

8. Макоган Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. М.: Недра, 1985. 232 с.

9. Арабский А.К., Дьяконов А.А., Гункин С.И., Завьялов С.В., Вить Г.Е., Куклин С.С., Соснин М.Л., Талыбов Э.Г. Способ определения коэффициента теплопередачи газа в газосборном шлейфе в окружающую среду в АСУ ТП установок комплексной подготовки газа газоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Патент 2474753 РФ, МПК7 F17D 5/00. Заявитель и патентообладатель ООО «Газпром добыча Ямбург». № 2011117664/06; заявл. 05.05.2011; опубл. 10.02.2013, бюл. № 4. 6 с.

10. Campbell John M. Quick Determination of the Methanol Injection Rate for NaturaL-Gas Hydrate Inhibition. Режим доступа: http://www.jmcampbeLL.com/ tip-of-the-month/2009/04/quick-determination-of-the-methanoL-injection-rate-for-naturaL-gas-hydrate-inhibition/. Дата обращения 07.06.2016.

11. Moshfeghian M., Taraf R. New method yieLds MEG injection rate. OiL & Gas JournaL, 106 (33): pp. 44-48.

12. Dimitrios Anatassios Avionitis. Thermodynamics of gas hydrate equiLibria. Department of PetroLeum Engineering. Heriot-Watt University, Edinburgh, February, 1992, 202 р.

13. Прахова М.Ю., Краснов А.Н., Хорошавина Е.А., Шаловников Э.А. Методы и средства предотвращения гидратообразования на объектах газодобычи // Нефтегазовое дело. 2016. № 1. С.101-118. Режим доступа: http://ogbus.ru/issues/1_2016/ogbus_1_2016_p101-118_PrakhovaMU_ru.pdf. Дата обращения 07.06.2016.

14. Краснов А.Н., Федоров С.Н. Система телеметрического контроля технологических параметров газоконденсатных скважин и шлейфов Уренгойского НГКМ (СКТП) // Сборник трудов Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы управления и автоматизации технологических процессов и производств». Уфа, 2010. С. 60-65.

15. Verevkin A., Kalashnik D. Improving industrial safety based prediction models (on example the polymerization of ethylene in a tubular reactor) // Сборник трудов IV Всероссийской заочной научно-практической интернет-конференции. Т. 1: Проблемы автоматизации технологических процессов добычи, транспорта и переработки нефти и газа. Уфа: УГНТУ, 2016. С. 13-20.

16. Verevkin А. «Advanced» control systems engineering // Сборник трудов IV Всероссийской заочной научно-практической интернет-конференции. Т. 1: Проблемы автоматизации технологических процессов добычи, транспорта и переработки нефти и газа. Уфа: УГНТУ, 2016. С. 21-32.

Territorija “NEFTEGAS” [Oil and Gas Territory]. 2016; : 22-29

Optimization of methanol supply control in gas collection systems

Prakhova M. Yu., Krasnov Ä. N., Khoroshavina YE. K., Shalovnikov E. A., Kolovertnov G. Yu.

Abstract

Hydrating is a great problem for a gas-field gathering system specially for high north's gas foundations. Hydrating depends on pressure-temperature conditions, gas composition and specific humidity of gas. Hydrating occurs at any stage of reservoir development, so it's very important to establish non hydrating regime. This regime is achieved by well injection of hydrate growth inhibitor. As usual it is methanol. There are many known methods of injection, but they don't provide real time optimalization of methanol flow rate. This is caused by difficulties of collecting measuring information for calculation and by difference in operation processes of wells, pipelines and collectors. Methanol underconcentration makes it from inhibitor to catalyzator. That's why surplus amount of methanol is given to the well. It is offered in the article to count methanol flow rate according to theoretical hydrating temperature (THT). To optimize methanol flow rate it is offered to use following algorithm of operational control. In order to detect THT temperature and pressure measurement are used. These meanings could be get in real time. If while monitoring gas temperature on the entrance of Gas Processing Plant is lower than THT, the additional testing is carried out. The dynamic of pressure changing on the entrance of Gas Processing Plant is checking. According to this we can increase methanol flow rate in case of the beginning of hydrating or correct THT using knowledge data base, but methanol flow rate remains the same. The offered algorithms of optimal control of methanol flow rate allows to improve the confidence level of diagnosis and to use methanol more reasonable.

References

1. Aktual'nye problemy i novye tekhnologii osvoeniya mestorozhdenii prirodnykh gazov v XXI veke. M.: OAO «Gazprom», 2003. 252 s.

2. Bekirov T.M., Shatalov A.T. Sbor i podgotovka k transportu prirodnykh gazov. M.: Nedra, 1986. 261 s.

3. Zhozhikashvili V.A., Farkhadov M.P., Rykov V.A. Sistema upravleniya protsessom preduprezhdeniya gidratoobrazovanii v UKPG mestorozhdenii Krainego Severa na osnove obrabotki ekspertnykh znanii. M.: IRTs «Gazprom»,1998. S. 15-27.

4. Prakhova M.Yu., Mymrin I.N. Lokal'naya avtomaticheskaya sistema elektropodogreva dlya predotvrashcheniya gidratoobrazovaniya na sbrosnom truboprovode // Avtomatizatsiya, telemekhanizatsiya i svyaz' v neftyanoi promyshlennosti. 2014. № 2. S. 3-6.

5. Beshentseva S.A. Analiz metodov preduprezhdeniya gidratoobrazovaniya v truboprovodakh // Vestnik kibernetiki. 2012. № 11. S. 40-44.

6. VRD 39-1.13-010-2000. Instruktsiya po raschetu normativov potrebleniya metanola dlya ispol'zovaniya v raschetakh predel'no dopustimykh ili vremenno soglasovannykh sbrosov metanola dlya ob\"ektov OAO «Gazprom». M., 2000. Rezhim dostupa: http://www.opengost.ru/3206-vrd-39-1.13-010-2000-instrukciya-po-raschetu-normativov-potrebLeniya-metanoLa-dLya-ispoLzovaniya-v-raschetah-predeLno-dopustimyh-sbrosov-metanoLa.html. Data obrashcheniya 07.06.2016.

7. Grunval'd A.V. Ispol'zovanie metanola v gazovoi promyshlennosti v kachestve ingibitora gidratoobrazovaniya i prognoz ego potrebleniya v period do 2030 g. // Neftegazovoe delo. 2007. № 2. Rezhim dostupa: http://ogbus.ru/articLe/ispoLzovanie-metanoLa-v-gazovoj-promyshLennosti-v-kachestve-ingibitora-gidratoobrazovaniya-i-prognoz-ego-potrebleniya-v-period-do-2030-g/. Data obrashcheniya 07.06.2016.

8. Makogan Yu.F. Gazovye gidraty, preduprezhdenie ikh obrazovaniya i ispol'zovanie. M.: Nedra, 1985. 232 s.

9. Arabskii A.K., D'yakonov A.A., Gunkin S.I., Zav'yalov S.V., Vit' G.E., Kuklin S.S., Sosnin M.L., Talybov E.G. Sposob opredeleniya koeffitsienta teploperedachi gaza v gazosbornom shleife v okruzhayushchuyu sredu v ASU TP ustanovok kompleksnoi podgotovki gaza gazokondensatnykh mestorozhdenii Krainego Severa. Patent 2474753 RF, MPK7 F17D 5/00. Zayavitel' i patentoobladatel' OOO «Gazprom dobycha Yamburg». № 2011117664/06; zayavl. 05.05.2011; opubl. 10.02.2013, byul. № 4. 6 s.

10. Campbell John M. Quick Determination of the Methanol Injection Rate for NaturaL-Gas Hydrate Inhibition. Rezhim dostupa: http://www.jmcampbeLL.com/ tip-of-the-month/2009/04/quick-determination-of-the-methanoL-injection-rate-for-naturaL-gas-hydrate-inhibition/. Data obrashcheniya 07.06.2016.

11. Moshfeghian M., Taraf R. New method yieLds MEG injection rate. OiL & Gas JournaL, 106 (33): pp. 44-48.

12. Dimitrios Anatassios Avionitis. Thermodynamics of gas hydrate equiLibria. Department of PetroLeum Engineering. Heriot-Watt University, Edinburgh, February, 1992, 202 r.

13. Prakhova M.Yu., Krasnov A.N., Khoroshavina E.A., Shalovnikov E.A. Metody i sredstva predotvrashcheniya gidratoobrazovaniya na ob\"ektakh gazodobychi // Neftegazovoe delo. 2016. № 1. S.101-118. Rezhim dostupa: http://ogbus.ru/issues/1_2016/ogbus_1_2016_p101-118_PrakhovaMU_ru.pdf. Data obrashcheniya 07.06.2016.

14. Krasnov A.N., Fedorov S.N. Sistema telemetricheskogo kontrolya tekhnologicheskikh parametrov gazokondensatnykh skvazhin i shleifov Urengoiskogo NGKM (SKTP) // Sbornik trudov Vserossiiskoi nauchno-tekhnicheskoi konferentsii «Problemy upravleniya i avtomatizatsii tekhnologicheskikh protsessov i proizvodstv». Ufa, 2010. S. 60-65.

15. Verevkin A., Kalashnik D. Improving industrial safety based prediction models (on example the polymerization of ethylene in a tubular reactor) // Sbornik trudov IV Vserossiiskoi zaochnoi nauchno-prakticheskoi internet-konferentsii. T. 1: Problemy avtomatizatsii tekhnologicheskikh protsessov dobychi, transporta i pererabotki nefti i gaza. Ufa: UGNTU, 2016. S. 13-20.

16. Verevkin A. «Advanced» control systems engineering // Sbornik trudov IV Vserossiiskoi zaochnoi nauchno-prakticheskoi internet-konferentsii. T. 1: Problemy avtomatizatsii tekhnologicheskikh protsessov dobychi, transporta i pererabotki nefti i gaza. Ufa: UGNTU, 2016. S. 21-32.