Задачи и функции САУ процесса низкотемпературной сепарации газа. Схема регулирования производительности установки НТС

Метод низкотемпературной сепарации газа (НТС) обеспечивает выделение из добываемого газа воды и конденсата, что необходимо для нормальной работы газосборных сетей и магистрального газопровода. Осушка и очистка газа достигаются в результате его охлаждения и сепарации сконденсировавшейся жидкости.

Распространены схемы с получением холода за счет дросселирования газа на штуцере. Для предупреждения образования кристаллогидратов вводят ингибиторы гидратообразования (метанол, ТЭГ, ДЭГ).

Технологический процесс НТС газа:

Газ от скважин поступает в сепаратор первой ступени С-1 для сепарации жидкости, выделившейся при движении от забоя скважины. Жидкость сбрасывается в разделительную емкость Е-1, а газ направляется в теплообменник Т-1, где охлаждается газом, поступающим в межтрубное пространство из низкотемпературного сепаратора С-2.

Из Т-1 газ поступает через регулирующий штуцер Ш-2 в С-2. С помощью штуцера Ш-2 осуществляется редуцирование давления газа. Температура газа в сепараторе понижается до 14…10ºC и происходит выделение жидкости. Осушенный газ после С-2 поступает в Т-1, где охлаждает продукцию скважины, а затем направляется в газосборный коллектор.

В газовый поток перед входом в Т-1 впрыскивается метанол. В нижней части С-2 собирается смесь воды, конденсата и метанола, которая поступает в Е-1. Разделение на газовый конденсат и водометанольный раствор происходит за счет разности их плотностей и имеющихся в емкости перегородок. Для улучшения разделения сепаратор С-2 и емкость Е-1 снабжены змеевиками-подогревателями, которые подогреваются частью газа высокого давления, проходящего после С-1 через огневой подогреватель ОП. Конденсат из Е-1 направляется в конденсатопровод, газ – в коллектор газосборного пункта, а водометанольная смесь после нагрева в Т-2 на колонну установки регенерации УР.

Пары воды отводятся через верхнюю часть колонны, а регенерированный метанол перетекает в промежуточную емкость Е-2, подогревая по пути через Т-2 поток водометанольной смеси.

С помощью дозировочного насоса Н-1 метанол снова вводится в процесс.

АСУ ТП установки НТС предполагает:

1. Контроль и сигнализацию: давления перед С-1 (местный контроль); давления после Т-1; температуры газа после С-2; температуры жидкости в УР-1; температуры подогретого газа после огневого подогревателя ОП-1; расхода газа после С-2; расхода ингибитора в поток газа.

2. Регистрацию: дебита скважины; расхода ингибитора; давления газа перед С-2.

3. Систему защиты: при нарушении режима работы ОП или УР; при отклонениях давления или расхода газа от заданных значений по командам с ЦДП.

4. Автоматическое регулирование:

- производительности установки (дебита скважины) за счет поддержания заданного расхода газа через установку, путем воздействия на штуцер Ш-2, установленный на входе С-2;

- температуры газа высокого давления на выходе из огневого подогревателя клапаном на трубопроводе топливного газа;

- температуры паров в установке регенерации метанола клапаном на трубопроводе топливного газа;

- расхода ингибитора гидратообразования с помощью регулятора соотношения “расход газа – расход метанола” путем воздействия на регулирующий клапан, установленный на трубопроводе подачи метанола в газовый поток;

- уровня воды и конденсата в С-1, С-2, Е-1.

Нарушение соотношения “расход газа – расход метанола” приводит к образованию гидратов в С-2 и к прекращению подачи газа. При изменении дебита скважины система регулирования расхода ингибитора должна перенастраиваться.

Для отвода жидкости из технологических аппаратов используют регуляторы двухпозиционного действия из-за наличия кристаллогидратов и абразивных частиц в потоках жидкости и того, что жидкость поступает и накапливается в емкостях медленно, а перепады давления на регулирующих органах значительны.