Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА ОТМЫВКИ ИНГИБИТОРА ИЗ НЕСТАБИЛЬНОГО ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА НА УСТАНОВКАХ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ ГАЗА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА РФ

Изобретение относится к области подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности, к автоматическому управлению отмывкой ингибитора - метанола из нестабильного газового конденсата (НГК) на установках низкотемпературной сепарации (НТС) газа (далее установка), расположенных в районах Севера РФ.

Известен способ автоматического управления процессом НТС газа на установке, который обеспечивает автоматическое поддержание заданных параметров сепарации газа на ней [см., стр. 360-366. Е.Б. Андреев, А.И. Ключников, А.В. Кротов, В.Е. Попадько, И.Я. Шарова. Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа. -М:, «Недра», 2008 г., 399 с.].

Недостатком указанного способа является то, что в нем технологический процесс отделения водного раствора ингибитора (ВРИ) на установке из НТК ведется «вслепую», что ведет к его неоправданным потерям. Кроме этого, регулирование процесса отведения ВРИ из разделителей жидкостей (РЖ) установки и поддержание уровня в них ведется позиционным методом. При достижении максимального уровня в каком-либо РЖ клапан-отсекатель стоящий на выходе отвода ВРИ, полностью открывается и жидкость из РЖ сбрасывается до определенного уровня, который задается его паспортными данными. После этого клапан-отсекатель полностью закрывается. Такой принцип регулирования уровня жидкости в РЖ часто вызывает автоколебательные процессы технологических параметров установки, которые приводят к неоправданным потерям ингибитора. В результате снижается эффективность работы установки и ухудшается качество подаваемого НТК потребителю.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ оптимизации процесса отмывки ингибитора из НТК на установках, реализуемый автоматизированной системой управления технологическими процессами (АСУ ТП) [см. патент РФ №2709119]. Данный способ включает автоматическое управление процессом НТС газа, обеспечивающее:

- автоматическое поддержание в рамках заданных границ технологических параметров процесса подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту, определяемых технологическим регламентом установки;

- отделение водометанольного раствора (BMP) из НТК в сепараторах газа и РЖ первой и второй ступеней сепарации газа с отмывкой метанола из конденсата в РЖ второй ступени сепарации газа и последующей регенерацией из получаемого BMP с возвратом регенерированного метанола в технологический процесс подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту на установке;

- выделение газа из НТК в РЖ первой и второй ступеней сепарации газа для транспортировки его на утилизацию или компримирование для подачи в магистральный газопровод (МГП);

- транспортировку НТК из РЖ первой и второй ступени сепарации газа в магистральный конденсатопровод (МКП);

- отвод части BMP низкой концентрации из РЖ первой ступени сепарации газа через клапан-регулятор (КР) подержания уровня BMP в РЖ первой ступени сепарации газа установки на утилизацию, например, путем закачки данного раствора в пласт;

- отвод другой части BMP низкой концентрации через КР и инжектор в РЖ второй ступени сепарации газа для отмывки метанола из НТК;

- при запуске установки в работу, периодически, либо при изменении режима работы установки, а также по заданию оператора для текущих параметров технологического процесса, АСУ ТП с учетом его инерционности, производит поиск оптимального расхода BMP низкой концентрации, подаваемого на вход инжекции инжектора, установленного на трубопроводе отвода газожидкостной смеси из промежуточного и низкотемпературного сепараторов, фиксирует найденное значение оптимального расхода BMP низкой концентрации в виде уставки в своей базе данных, и далее, автоматически, в режиме ПИД-регулирования поддерживает подачу найденного оптимального расхода BMP низкой концентрации для инжекции в объединенный поток газожидкостной смеси, поступающий в РЖ из промежуточного и низкотемпературного сепараторов газа.

Существенным недостатком указанного способа является то, что в нем АСУ ТП при поиске новой уставки оптимального расхода BMP низкой концентрации не проверяет возможность его замерзания на выходе РЖ второй ступени сепарации газа установки, в которым происходит отмывка метанола, что в ряде случаев может привести к нарушению, а иногда и к полной остановке технологического процесса на установке, что считается серьезной аварией на производстве.

Целью изобретения является повышение надежности функционирования установки и предотвращение потенциальных аварийных ситуаций на производстве.

Техническим результатом, достигаемым при реализации заявляемого изобретения, является повышение надежности функционирования установки и предотвращение потенциальных аварийных ситуаций на производстве.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ оптимизации процесса отмывки ингибитора из НТК на установках НТС газа нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) севера РФ включает отделение водометанольного раствора - BMP из НТК в сепараторах газа и разделителях жидкости - РЖ первой и второй ступеней сепарации газа. В РЖ последней ступени производится отмывка метанола из конденсата с помощью BMP низкой концентрации. Получаемый BMP на выходе РЖ второй ступени сепарации газа поступает на регенерацию метанола с его возвратом в технологический процесс подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту на установке, контролируемой АСУ ТП. АСУ ТП с заданной периодичностью производит поиск оптимального расхода BMP низкой концентрации, который необходимо подавать в газожидкостную смесь, поступающую из промежуточного и низкотемпературного сепараторов для отмывки из НТК метанола. При этом учитывается инерционность технологических процессов.

Найденное значение АСУ ТП фиксирует в своей базе данных - БД как уставку оптимального расхода BMP низкой концентрации. После этого, автоматически в режиме ПИД-регулирования АСУ ТП поддерживает подачу найденного оптимального расхода BMP низкой концентрации для инжекции в объединенный поток газожидкостной смеси, поступающий в РЖ из промежуточного и низкотемпературного сепараторов газа.

При этом АСУ ТП с заданной периодичностью контролирует расход, температуру и концентрацию метанола в потоке BMP низкой концентрации, подаваемом на вход инжекции инжектора. Во время поиска уставки оптимального расхода BMP низкой концентрации, подаваемого на вход инжекции инжектора для отмывки метанола, АСУ ТП перед каждым следующим шагом повышения его расхода производит вычисление ожидаемой концентрации метанола в BMP на выходе РЖ последней ступени сепарации газа, используя формулу:

где - фактическое значение концентрации метанола в BMP низкой концентрации, подаваемом на вход инжекции инжектора на (i-1)-ом шаге;

- фактическое значение концентрации метанола в BMP на выходе РЖ последней ступени сепарации газа в момент окончания переходного процесса на (i-1)-ом шаге;

- фактический расход BMP низкой концентрации на входе инжекции инжектора на (i-1)-ом шаге;

- фактический расход BMP на выходе РЖ последней ступени сепарации газа по окончанию переходного процесса на (i-1)-ом шаге;

Δ - заданный шаг увеличения расхода BMP низкой концентрации, подаваемого на вход инжекции инжектора при поиске уставки оптимального расхода BMP низкой концентрации; i - номер шага.

После выполнения расчета АСУ ТП, используя данные измерения фактической температуры BMP на выходе РЖ последней ступени сепарации газа, по специальной таблице, загруженной в ее базу данных, оценивает возможность замерзания BMP на следующем, i-ом шаге. И если для следующего шага поиска уставки разница между фактической температурой BMP и оценкой температуры замерзания BMP окажется меньше 5°С, АСУ ТП останавливает поиск уставки и назначает в качестве ее расход BMP низкой концентрации, полученный на (i-1)-ом шаге.

На фиг. 1 приведена принципиальная технологическая схема двухступенчатой установки низкотемпературной сепарации газа, используемой на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) НГКМ Севера, в частности на Заполярном НГКМ.

На фиг. 2 представлена структурная схема автоматического управления установкой. На указанных фиг. использованы следующие обозначения:

1 - входная линия установки;

2 - сепаратор-пробкоуловитель первой ступени сепарации газа;

3 - сепаратор газа первой ступени сепарации газа;

4 - датчик уровня BMP, установленный в РЖ 5 первой ступени сепарации газа;

5 - РЖ первой ступени сепарации газа;

6 - КР подержания уровня BMP в РЖ 5 первой ступени сепарации газа;

7 - КР расхода BMP низкой концентрации, поступающего на вход инжекции инжектора 9;

8 - датчик измерения расхода и концентрации метанола в BMP, поступающем на вход инжекции инжектора 9;

9 - инжектор, установленный на трубопроводе отвода газожидкостной смеси из промежуточного и низкотемпературного сепараторов;

10 - датчик уровня BMP в РЖ 11 второй ступени сепарации газа;

11 - РЖ второй ступени сепарации газа;

12 - КР подержания уровня BMP в РЖ 11 второй ступени сепарации газа;

13 - датчик измерения расхода и концентрации метанола BMP, отводимого на регенерацию;

14 - датчик температуры, установленный на линии отвода BMP из РЖ 11 в цех регенерации метанола УКПГ;

15 - рекуперативный теплообменник (далее ТО) «газ-конденсат»;

16 - ТО «газ-газ»;

17 - промежуточный сепаратор газа;

18 - редуцирующий штуцер; 19-МГП;

20 - низкотемпературный сепаратор газа;

21 - МКП;

22 - АСУ ТП установки;

23 - сигнал датчика 4 уровня BMP в РЖ 5;

24 - сигнал задания уровня BMP в РЖ 5;

25 - сигнал датчика 10 уровня BMP в РЖ 11;

26 - сигнал задания уровня BMP в РЖ 11;

27 - сигнал датчика 8 измерения расхода и концентрации метанола BMP низкой концентрации, поступающего на вход инжекции инжектора 9;

28 - сигнал задания расхода BMP низкой концентрации, поступающего из РЖ 5 на вход инжектора 9;

29 - ПИД-регулятор поддержания уровня BMP в РЖ 5;

30 - ПИД-регулятор поддержания уровня BMP в РЖ 11;

31 - ПИД-регулятор поддержания расхода BMP низкой концентрации, поступающего из РЖ 5 на вход инжекции инжектора 9;

32 - сигнал управления, подаваемый на КР 6;

33 - сигнал управления, подаваемый на КР 12;

34 - сигнал управления, подаваемый на КР 7 расхода BMP низкой концентрации, поступающего на вход инжекции инжектора 9.

ПИД-регуляторы 29, 30 и 31 реализованы на базе АСУ ТП 22.

Способ оптимизации процесса отмывки ингибитора из НГК на установках НТС газа НГКМ севера РФ реализуют следующим образом. Добытая газожидкостная смесь через входную линию 1 установки поступает в сепаратор-пробкоуловитель 2 первой ступени сепарации газа и далее на вход сепаратора газа 3 первой ступени сепарации газа. В сепараторе-пробкоуловителе 2 и сепараторе 3 происходит первичное очищение газожидкостной смеси от механических примесей, отделение смеси НГК и BMP, которая по мере накопления в их нижней части отводится в РЖ 5 первой ступени сепарации газа. Частично очищенная от капельной влаги и пластовой жидкости газожидкостная смесь с выхода сепаратора 3 первой ступени сепарации газа разделяется на два потока. Первый поток направляется в трубное пространство ТО 16 «газ-газ», где происходит его охлаждение встречным потоком газа, поступающем из низкотемпературного сепаратора 20. Второй поток поступает в трубное пространство ТО 15 «газ-конденсат», где он также охлаждается встречным потоком газоконденсатной смеси, отводимой из низкотемпературного сепаратора газа 20. Далее эти два потока газожидкостной смеси с выходов обоих ТО объединяются и подаются на вход промежуточного сепаратора 17. В нем происходит дальнейшее очищение газожидкостной смеси от механических примесей и отделение из нее смеси НГК и BMP, которая по мере накопления в его нижней части подается на вход инжектора 9, через который поступает в РЖ 11 второй ступени сепарации газа для отмывки метанола из НГК.

Для дальнейшей очистки от капельной влаги и пластовой жидкости, газожидкостная смесь с выхода промежуточного сепаратора газа 17, через редуцирующий штуцер 18 подается на вход низкотемпературного сепаратора газа 20. В этом сепараторе происходит финальное отделение газа от смеси НГК и BMP, которая по мере накопления в его нижней части отводится через ТО 15 «газ-конденсат» и объединяется со смесью, идущей из промежуточного сепаратора газа 17. Этот объединенный поток подается на вход инжектора 9, в котором смешивается с BMP низкой концентрации и поступает в РЖ 11 второй ступени сепарации газа. Осушенный и очищенный газ с выхода низкотемпературного сепаратора газа 20 через ТО 16 «газ-газ» подается в МГП 19 и далее потребителю.

В РЖ первой и второй ступени сепарации газа (соответственно, 5 и 11) происходит разделение смеси жидкостей на BMP и НГК и ее дегазация. Потоки выделенного из НГК газа (выветренный газ) из РЖ первой и второй ступени сепарации газа объединяются и транспортируются для утилизации или компримирования и подачи в МГП 19. Из этих РЖ потоки НГК также объединяются и отводятся для транспортировки в МКП 21. Выделенный в РЖ 5 первой ступени сепарации газа BMP низкой концентрации разделяется на две части. Первая часть через КР 6 отводится на утилизацию, например, путем закачки в пласт, а вторая часть через КР 7 направляется на вход инжекции инжектора 9. В инжекторе этот BMP смешивается с объединенным потоком смеси НГК и BMP, поступающей из промежуточного и низкотемпературного сепараторов газа (соответственно, 17 и 20) и подается в РЖ 11 второй ступени сепарации газа, в котором происходит отмывка метанола из НГК в BMP. Отделяемый в РЖ 11 BMP содержит значительное количество метанола и через КР 12 отводится на регенерацию в цех регенерации метанола УКПГ. Количество и концентрацию метанола, содержащегося в BMP, отводимом на регенерацию из РЖ 11, АСУ ТП 22 контролирует с помощью датчика 13. После регенерации метанол возвращают в технологию подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту.

Для обеспечения максимально возможной отмывки метанола из НГК в BMP и использования для этого минимально возможного расхода BMP низкой концентрации, АСУ ТП 22 производит поиск уставки оптимального расхода BMP низкой концентрации, подаваемого через вход инжекции инжектора 9 в РЖ 11. Этот процесс аналогичен процессу, описанному в патенте РФ №2 709 119, но реализуется с учетом фактической концентрации метанола в BMP низкой концентрации, значение которой АСУ ТП контролирует с помощью датчика 8, который измеряет и расход, и концентрацию метанола BMP низкой концентрации, подаваемого из РЖ 5 на вход инжекции инжектора 9.

Специфическая особенность технологического процесса НТС газа такова, что температура НГК в РЖ 11 всегда отрицательна, и в ряде случаев, при увеличении подачи BMP низкий концентрации в РЖ 11, если не контролировать температуру BMP на его выходе, происходит его замерзание. Опыт эксплуатации установок на Севере показал, что нормальное ведение процесса отмывки метанола с помощью BMP низкой концентрации в РЖ последней ступени сепарации реализуется, если температура BMP на выходе РЖ будет, как минимум, на 5°С выше температуры замерзания. Для этого АСУ ТП с помощью датчика 14 с заданной дискретностью контролирует значение температуры BMP на выходе РЖ 11.

В ходе технологического процесса АСУ ТП 22 с заданной дискретностью контролирует расход подаваемого на вход инжекции инжектора 9 BMP низкой концентрации и концентрацию в нем метанола с помощью датчика 8. А с помощью датчика 13 АСУ ТП 22 контролирует расход и концентрацию метанола в BMP, отводимом на регенерацию из РЖ 11 в цех регенерации УКПГ. В качестве датчиков 8 и 13 можно использовать, например, массовые расходомеры фирм KROHNE из серии OPTIMASS или Micro Motion фирмы Метран. Одновременно АСУ ТП 22 с такой же дискретностью измеряет температуру жидкости в РЖ 11, используя датчик 14.

При очередном поиске уставки оптимального расхода BMP низкой концентрации, АСУ ТП 22 перед каждым шагом поиска производит вычисление ожидаемой концентрации метанола в BMP в линии отвода из РЖ 11 в цех регенерации УКПГ, используя формулу:

где - фактическое значение концентрации метанола в BMP низкой концентрации, подаваемом на вход инжекции инжектора 9 на (i-1)-ом шаге;

- фактическое значение концентрации метанола в BMP на выходе РЖ 11 в момент окончания переходного процесса на (i-1)-ом шаге; - расход BMP низкой концентрации на входе инжекции инжектора 9 на (i-1)-ом шаге; - расход BMP на выходе РЖ 11 по окончанию переходного процесса на (i-1)-ом шаге; Δ - заданный шаг увеличения расхода BMP низкой концентрации, подаваемого на вход инжекции инжектора при поиске уставки оптимального расхода BMP низкой концентрации; i-номер шага.

Выполнив расчет АСУ ТП, используя данные измерений температуры BMP на линии отвода из РЖ 11, по специальной таблице [см. Химическая энциклопедия. Под ред. И.Л. Кнунянца. Т. 3. - М.: Советская энциклопедия, 1992. С. 118] оценивает возможность его замерзания на следующем, i-ом шаге. И если для следующего шага поиска уставки разница между измеренной температурой BMP и оценкой температуры замерзания BMP на выходе РЖ 11 окажется меньше 5°С, АСУ ТП останавливает процесс поиска уставки и назначает в качестве ее расход BMP низкой концентрации, полученный на (i-1)-ом шаге.

Формула (1) следует из формулы для определения результирующей концентрации жидкости, полученной при смешивании двух жидкостей с разной концентрацией:

где С - концентрация жидкости, полученной при смешивании; С₁, С₂ - концентрация первой и второй жидкости, соответственно; F₁, F₂ - расход первой и второй жидкости, соответственно.

В формуле (1) сознательно не учитывается часть метанола, которая будет отмыта из НГК в РЖ 11 за время i-го шага с целью определения температуры замерзания BMP в РЖ 11 с запасом (5°С), благодаря чему удается гарантировано предотвращать возникновение аварийных ситуаций на установке. В процессе поиска, разница между и фактическим значением концентрации BMP на выходе РЖ 11 постепенно будет снижаться. Если в процессе поиска будет найдена оптимальная точка расхода BMP низкой концентрации, подаваемого на вход инжекции инжектора 9, то найденное значение будет равно фактическому значению концентрации BMP на выходе РЖИ.

Температура BMP низкой концентрации, подаваемого в РЖ 11 всегда положительная, но его количество, по сравнению с количеством НГК в РЖ 11, мало. Вследствие этого он не может существенно повлиять на температуру НГК в РЖ 11. Поэтому при расчете (1) мы это обстоятельство не учитываем, и это дает нам возможность определить значения с небольшим запасом, что очень важно при ведении технологического процесса на установке.

Способ оптимизации процесса отмывки ингибитора из НГК на установках НТС газа в условиях Севера РФ реализован в ПАО «Газпром» ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном НГКМ на УКПГ 1 В и УКПГ 2 В. Результаты эксплуатации показали его высокую эффективность. Заявляемое изобретение может широко использоваться и на других действующих и вновь осваиваемых НГКМ РФ.

Применение данного способа позволяет повысить надежность функционирования установки и предотвращать возникновение аварийных ситуаций на производстве, связанных с потенциальной возможностью замерзания BMP на выходе РЖ последней ступени.