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 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 [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 водометанольного раствора (ВРИ) на установке из НГК ведется «вслепую», что ведет к неоправданным потерям ингибитора. 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 в 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 НГК потребителю.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ оптимизации процесса отмывки ингибитора из НГК на установках, реализуемый автоматизированной системой управления технологическими процессами (АСУ ТП) [см. патент РФ №2 709 119], который включает:

- 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 НГК в сепараторах газа и РЖ первой и второй ступеней сепарации газа с отмывкой метанола (т.к. ингибитор - метанол) из конденсата в РЖ второй ступени сепарации газа и последующей регенерацией из полученного BMP метанола с возвратом его в технологический процесс;

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

- транспортировку НГК 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 в пласт;

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

- поиск оптимального расхода BMP низкой концентрации, подаваемого на вход инжекции инжектора, при запуске установки в работу, периодически, либо при изменении режима работы установки, а также по заданию оператора для текущих параметров технологического процесса, с учетом его инерционности;

- фиксацию найденного значения оптимального расхода BMP низкой концентрации в виде уставки в своей базе данных (БД);

- поддержку подачи в режиме пропорционально-интегрально-дифференцирующего (ПИД) регулирования найденного оптимального расхода BMP низкой концентрации через инжектор 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 переходит в режим поиска новой уставки только тогда, когда истекла длительность заданного периода времени, либо изменился режим работы установки, либо поступала команда от оператора установки на реализацию следующего цикла поиска новой уставки оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола, инжектируемого в объединенный поток смеси газожидкостной смеси. Такой принцип поиска новой уставки не позволяет АСУ ТП оперативно реагировать в случаях возникновения нештатных ситуаций (залповый выброс воды в скважинах, образование гидратных отложений в теплообменниках и т.д.). В результате существенно снижается эффективность технологического процесса подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту.

Целью изобретения является повышение эффективности работы установки - повышение качества НГК, подаваемого в МКП, минимизация потерь метанола, уносимого с НГК, снижение энергозатрат на ведение технологического процесса регенерации метанола на установке комплексной подготовки газа (УКПГ).

Техническим результатом, достигаемым при реализации заявляемого изобретения, является повышение эффективности работы установки - повышение качества НГК, подаваемого в МКП, минимизация потерь метанола, уносимого с НГК, снижение энергозатрат на ведение технологического процесса регенерации метанола УКПГ.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ оптимизации процесса отмывки ингибитора из НГК на установках НТС газа нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) севера РФ включает автоматическое поддержание АСУ ТП, в рамках заданных границ, технологических параметров процесса подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Для этого АСУ ТП осуществляет поиск оптимального расхода BMP низкой концентрации, который будет подаваться на вход инжекции инжектора, при запуске установки в работу, периодически, либо при изменении режима работы установки, а также по заданию оператора для текущих параметров технологического процесса. Процесс поиска ведется с учетом его инерционности технологических процессов в установке. По окончанию поиска АСУ ТП фиксирует найденное значения оптимального расхода BMP низкой концентрации в виде уставки в своей БД до следующего цикла ее поиска. После фиксации значения уставки АСУ ТП осуществляет поддержку подачи найденного оптимального расхода BMP низкой концентрации в режиме ПИД регулирования. Этот поток BMP низкой концентрации подается через инжектор в объединенный поток газожидкостной смеси, поступающий в разделитель жидкости - РЖ второй ступени сепарации из промежуточного и низкотемпературного сепараторов газа.

Для этого АСУ ТП АСУ ТП осуществляет контроль концентрации метанола в BMP, отводимом из РЖ второй ступени сепарации на регенерацию, и его расход. Одновременно АСУ ТП контролирует расход НГК, подаваемого из РЖ второй ступени сепарации в МКП. И как только она обнаружит отклонение текущего значения расхода BMP, либо концентрации метанола в нем, либо изменение расхода НГК от заданных значений, с учетом установленных границ отклонения от зафиксированного в БД на этот цикл оптимального расхода BMP низкой концентрации, она сразу переключается на режим определения его нового значения.

На фиг. 1 приведена принципиальная технологическая схема двухступенчатой установки низкотемпературной сепарации газа, используемой на 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 с низкой концентрацией метанола, поступающего на вход инжекции инжектора 13;

8 - датчик измерения расхода BMP с низкой концентрацией метанола, поступающего на вход инжекции инжектора 13;

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

10 - датчик измерения расхода BMP, отводимого на регенерацию, и концентрации метанола в нем;

11 - РЖ второй ступени сепарации газа;

12 - датчик уровня BMP, установленный в РЖ 11 второй ступени сепарации газа;

13 - инжектор;

14 - рекуперативный теплообменник «газ-конденсат», далее ТО;

15 - ТО «газ-газ»;

16 - промежуточный сепаратор газа;

17 - редуцирующий штуцер; 18 - МГП;

19 - низкотемпературный сепаратор газа;

20 - МКП;

21 - датчик контроля расхода НГК, подаваемого в МКП;

22 - АСУ ТП установки;

23 - сигнал датчика уровня 4 BMP в РЖ 5;

24 - сигнал задания уровня BMP в РЖ 5;

25 - сигнал датчика уровня 12 BMP в РЖ 11;

26 - сигнал задания уровня BMP в РЖ 11;

27 - сигнал расходомера 8, контролирующего поступление BMP низкой концентрации на вход инжекции инжектора 13;

28 - сигнал задания расхода BMP низкой концентрации, поступающего из РЖ 5 в РЖ 11;

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 в РЖ 11;

32 - сигнал управления, подаваемый на КР 6;

33 - сигнал управления, подаваемый на КР 9;

34 - сигнал управления, подаваемый на КР 7 расхода BMP низкой концентрации, поступающего на вход инжекции инжектора 13.

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 15 «газ-газ», где происходит его охлаждение встречным потоком газа, поступающим из низкотемпературного сепаратора 19. Второй поток поступает в трубное пространство ТО 14 «газ-конденсат», где он также охлаждается встречным потоком газоконденсатной смеси, отводимой из низкотемпературного сепаратора газа 19. Далее эти два потока газожидкостной смеси с выходов этих двух ТО объединяются и подаются на вход промежуточного сепаратора 16. В сепараторе 16 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 13, через который отводится в РЖ 11 второй ступени сепарации газа.

Пройдя дальнейшую очистку от капельной влаги и пластовой жидкости, газожидкостная смесь с выхода промежуточного сепаратора газа 16, через редуцирующий штуцер 17 подается на вход низкотемпературного сепаратора газа 19. В этом сепараторе происходит финальное отделение газа от смеси НГК и BMP, которая по мере накопления в его нижней части отводится через ТО 14 «газ-конденсат». Далее, объединившись с потоком смеси НГК и BMP, идущих из промежуточного сепаратора газа 16, подается на вход инжектора 13, через который отводится в РЖ 11 второй ступени сепарации газа. Осушенный и очищенный газ с выхода низкотемпературного сепаратора газа 19 через ТО 15 «газ-газ» подается в МГП 18 и далее потребителю.

В РЖ первой и второй ступени сепарации газа (соответственно, 5 и 11) происходит разделение смеси жидкостей на BMP и НГК и его 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 18. Из этих РЖ потоки НГК также объединяются и отводятся для транспортировки в МКП 20, оснащенный датчиком контроля расхода 21 добываемого НГК. Выделенный в РЖ 5 первой ступени сепарации газа BMP имеет низкую концентрацию метанола, и его поток из РЖ делится на две части. Первая часть потока через КР 6 отводится на утилизацию, например, путем закачки данного раствора в пласт, а вторая часть через КР 7 направляется на вход инжекции инжектора 13. В инжекторе этот BMP смешивается с объединенным потоком смеси НГК и BMP, поступающей из промежуточного и низкотемпературного сепараторов газа (соответственно, 16 и 19) и подается в РЖ второй ступени сепарации газа 11, в котором происходит отмывка метанола из НГК в BMP. Выделяемый в РЖ 11 BMP содержит значительное количество метанола, и этот BMP через КР 9 отводят на регенерацию в цех регенерации метанола УКПГ. Количество метанола, содержащегося в BMP, отводимом на регенерацию из РЖ 11, АСУ ТП 22 контролирует с помощью датчика 10. После регенерации метанол возвращают в технологию подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту.

При запуске установки в работу АСУ ТП 22 производит поиск оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола, который необходимо инжектировать в объединенный поток смеси НГК и BMP для достижения максимально возможной отмывки метанола в РЖ второй ступени сепарации и минимальных энергозатратах на его регенерацию. Найденное значение АСУ ТП 22 фиксирует в качестве задания для текущих параметров технологического процесса. Поиск оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола и фиксация найденного значения в качестве уставки, АСУ ТП 22 проводит так, как описано в патенте РФ №2709119.

После первоначального определения уставки BMP с низкой концентрацией метанола, инжектируемого в объединенный поток смеси НГК и BMP, АСУ ТП 22 в реальном режиме работы установки с помощью датчика 21 осуществляет непрерывный контроль расхода НГК, подаваемого в МКП. Одновременно АСУ ТП 22 с помощью датчика 10 осуществляет контроль концентрации метанола в BMP, отводимом из РЖ 11 на регенерацию, и его расход. И как только АСУ ТП 22 обнаружит отклонение текущего значения расхода BMP, либо концентрации метанола в нем, либо изменение расхода НГК от заданных значений с учетом установленных границ отклонения от зафиксированного в БД на этот цикл оптимального расхода BMP низкой концентрации для отмывки метанола, она переключается на режим поиска его нового значения и фиксации его в качестве новой уставки для подачи BMP низкой концентрации из РЖ 5 на вход инжекции инжектора 13 на следующий цикл.

Поиск новой уставки происходит аналогично способу, описанному в патенте РФ №2 709 119.

Непрерывный контроль в реальном режиме работы установки: за расходом НГК, подаваемого из второй ступени сепарации в МПК; за расходом BMP, подаваемого на регенерацию, и за концентрацией метанола в нем - позволяет значительно повысить реакцию системы на возмущающие факторы, возникающие в системе. А это, в конечном итоге, ведет к снижению потерь метанола с НГК и минимизации энергозатрат на регенерацию BMP на УКПГ. Одновременно увеличивается срок эксплуатации КР, установленного на входе подачи BMP низкой концентрации, инжектируемого в объединенный поток газожидкостной смеси.

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

Применение данного способа позволяет:

- значительно повысить реакцию системы на возмущающие факторы, возникающие в системе, и автоматически поддерживать максимально возможный уровень отмывки метанола из НГК с соблюдением технологических норм и ограничений;

- значительно сократить потери метанола на установке;

- существенно повысить качество НГК подаваемого в МКП;

- снизить энергозатраты на ведение технологического процесса регенерации метанола;

- увеличить срок эксплуатации оборудования.