СПОСОБ ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА ОТМЫВКИ ИНГИБИТОРА ИЗ НЕСТАБИЛЬНОГО ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА НА УСТАНОВКАХ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ ГАЗА
METHOD FOR OPTIMIZING THE PROCESS OF WASHING THE INHIBITOR FROM UNSTABLE GAS CONDENSATE AT LOW-TEMPERATURE GAS SEPARATION PLANTS

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 позволяет отмывать из газоконденсатной смеси воду и НГК [см., стр. 404, Исакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. Учебник для вузов. М., Недра, 1983, 424 с.].
Недостатком указанного способа является то, что в нем технологический процесс отделения водного раствора ингибитора (ВРИ) из НГК ведется «вслепую», что ведет к неоправданным потерям ингибитора. Кроме этого регулирование процесса отведения ВРИ из разделителей жидкостей установки и поддержание уровня в них ведется позиционным методом. При достижении максимального уровня в каком-либо разделителе жидкостей, клапан-отсекатель, стоящий на выходе отвода ВРИ, полностью открывается, и жидкость из разделителя сбрасывается до определенного уровня, который задается паспортными данными. После этого клапан-отсекатель полностью закрывается. Такой принцип регулирования уровня жидкости в разделителях часто вызывает автоколебания параметров процессов на установке, которые, в свою очередь, приводят к неоправданным потерям ингибитора. В результате снижается эффективность работы установки и ухудшается качество подаваемого НГК в магистральный конденсатопровод (МКП).
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является 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.].
Существенным недостатком указанного способа является то, что в нем технологический процесс отделения ВРИ на установке из НГК ведется «вслепую», что ведет к неоправданным потерям ингибитора. Кроме этого регулирование процесса отведения ВРИ из разделителей жидкостей установки и поддержание уровня в них ведется позиционным методом. При достижении максимального уровня в каком-либо разделителе жидкостей клапан-отсекатель, стоящий на выходе отвода ВРИ, полностью открывается и жидкость в разделителе сбрасывается до определенного уровня, который задается паспортными данными. После этого клапан-отсекатель полностью закрывается. Такой принцип регулирования уровня жидкости в разделителях 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.
Проведенный анализ материально-компонентного баланса подготовки пластового газа в установках для ачимовских отложений показал, что основное количество расходуемого метанола, который используют в качестве ингибитора на Севере (около 69%) теряется с НГК [см. Билалов Р.Н. Оптимизация расхода метанола // Вопросы технических наук в свете современных исследований: сб. ст. по матер. II-III междунар. науч.-практ. конф. №2-3 (2). - Новосибирск: СибАК, 2017. - С. 76-80]. Поэтому сокращение потерь метанола является одной из основных задач при подготовке газа и газового конденсата к дальнему транспорту, требующей своего неотлагательного решения.
Для снижения потерь метанола, уносимого НГК, стараются добиться его максимальной отмывки из НГК, который накапливается в разделителе жидкостей последней ступени сепарации установки. С этой целью, учитывая хорошую растворимость метанола в воде, производят его отмывку водометанольным раствором (BMP) с низкой концентрацией, получаемым при первичной очистке газожидкостной смеси на установке. Для этого BMP с низкой концентрацией из разделителя жидкостей первой ступени сепарации направляют на вход разделителя последней ступени сепарации, в котором происходит разделение получаемого BMP и НГК путем отстоя под действием силы тяжести (из-за разницы плотностей указанных компонентов). Выделенный BMP направляют на регенерацию для возвращения в технологию подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту, а НГК - в МКП.
Однако эффективность этого технологического процесса зависит от правильного определения расхода BMP низкой концентрации, необходимого для полного растворения метанола, поступающего вместе с газоконденсатной смесью в разделитель жидкостей последней ступени сепарации. Фактически необходимо определить точку насыщения BMP, получаемого на выходе разделителя последней ступени сепарации, проходя которую увеличение расхода BMP низкой концентрации с первой ступени сепарации в разделитель последней ступени сепарации уже не ведет к повышению количества отмытого из НГК метанола в BMP, который отводится из разделителя жидкости последней ступени сепарации установки на регенерацию.
Определение этого момента необходимо, т.к. избыточный расход BMP низкой концентрации, подаваемого из разделителя жидкостей первой ступени сепарации газа в последнюю ступень сепарации будет вести лишь к повышению затрат энергии на регенерацию метанола, а недостаточная его подача приведет к невосполнимым потерям метанола из-за уноса вместе с НГК.
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.
Техническим результатом, достигаемым при реализации заявляемого изобретения, является автоматическое поддержание максимально возможной отмывки метанола из НГК с минимальными энергозатратами на ведение технологического процесса регенерации метанола при соблюдении технологических норм и ограничений, предусмотренных технологическим регламентом установки, обеспечивая существенное повышение качества НГК, подаваемого в МКП.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ оптимизации процесса отмывки ингибитора из НГК на установках НТС газа реализует автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки. Она обеспечивает поддержание заданных технологическим регламентом установки параметров процессов по подготовке газа и газового конденсата к дальнему транспорту. При этом производят отделение BMP из НГК в сепараторах газа и разделителях жидкостей первой и второй ступеней сепарации газа. В разделителе жидкостей второй ступени сепарации газа осуществляют отмывку метанола из конденсата в BMP. Этот BMP отправляют на регенерацию метанола, который возвращают в технологический процесс подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту, а НГК направляют в МКП. Для отмывки метанола используют оптимальный расход BMP с низкой концентрацией метанола, который берут из разделителя жидкостей первой ступени сепарации газа. Этот BMP с низкой концентрацией метанола направляют через клапан-регулятор и инжектор для инжекции в суммарный поток смеси BMP и НГК, поступающей из промежуточного и низкотемпературного сепараторов газа. Получаемую смесь направляют в разделитель жидкостей второй ступени сепарации газа, где происходит отмывка метанола из НГК в BMP.
Для этого, при запуске установки в работу, АСУ ТП начинает поиск оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола, необходимого для достижения максимально возможной отмывки метанола в разделителе жидкостей второй ступени из НГК в BMP, отводимый на регенерацию. BMP с низкой концентрацией метанола подается из разделителя жидкостей первой ступени сепарации газа через клапан-регулятор на вход инжекции инжектора и инжектируется в объединенный поток смеси НГК и BMP, поступающий из промежуточного и низкотемпературного сепараторов газа на вход инжектора. АСУ ТП, регулируя расход BMP с низкой концентрацией метанола, определяет его минимальное значение, при котором достигается максимально возможная отмывки метанола в разделителе жидкостей второй ступени из НГК в BMP, отводимый на регенерацию. После этого АСУ ТП фиксирует найденное значение оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола в виде уставки и фиксирует ее в своей базе данных. Далее, автоматически, в режиме ПИД-регулирования, АСУ ТП поддерживает подачу найденного оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола для инжекции в объединенный поток НГК и BMP, поступающий в инжектор из промежуточного и низкотемпературного сепараторов газа. Эта поддержка подачи оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола осуществляется до момента значимого изменения параметров технологического процесса или поступления команды на реализацию следующего цикла поиска новой уставки оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола, инжектируемого в объединенный поток смеси НГК и BMP, поступающий на вход инжектора.
Для поиска уставки оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола, инжектируемого в объединенный поток смеси НГК и BMP, АСУ ТП использует датчик контроля количества метанола в BMP, отводимом на регенерацию и установленном на линии его подачи из разделителя жидкостей второй ступени. Также АСУ ТП использует и клапан-регулятор, стоящий на линии инжекции BMP с низкой концентрацией метанола в инжектор. С помощью этого клапана-регулятора АСУ ТП с заданной дискретностью по времени и уровнем квантования по расходу повышает подачу BMP с низкой концентрацией метанола на вход инжекции инжектора. АСУ ТП продолжает этот процесс до момента, когда количество метанола, содержащегося в BMP на выходе из разделителя жидкостей второй ступени сепарации газа, перестает увеличиваться. После этого АСУ ТП возвращает этот клапан-регулятор на один шаг назад и фиксирует найденное значение расхода BMP с низкой концентрацией метанола в качестве уставки для управления его инжекцией в суммарный поток смеси НГК и BMP, поступающий из промежуточного и низкотемпературного сепараторов газа в инжектор.
После этого АСУ ТП, используя эту уставку и показания датчика измерения количества метанола в BMP, отводимом на регенерацию, регулирует инжекцию BMP с низкой концентрацией метанола в поток смеси НГК и BMP, который поступает в инжектор из промежуточного и низкотемпературного сепараторов газа. Суммарный поток из инжектора направляется в разделитель жидкостей второй ступени сепарации газа, где происходит отмывка метанола из НГК в BMP.
По истечении заданного периода времени, либо при значимом изменении параметров технологического процесса или при поступлении очередной команды от оператора установки, АСУ ТП реализует новый цикл поиска уставки инжекции BMP с низкой концентрацией метанола в инжектор. Для этого АСУ ТП с помощью клапана-регулятора, стоящего на линии подачи BMP с низкой концентрацией метанола в инжектор, с заданной дискретностью по времени и уровнем квантования по расходу снижает подачу BMP с низкой концентрацией метанола, отводимого из разделителя жидкостей первой ступени сепарации газа в разделитель жидкостей второй ступени сепарации газа. Одновременно, с помощью датчика контроля количества метанола в BMP, установленного на линии подачи BMP на регенерацию, АСУ ТП контролирует количество отмытого метанола в BMP, отводимого из разделителя жидкостей второй ступени сепарации газа на регенерацию. И как только система обнаружит снижение количества отмытого метанола в BMP, отводимого на регенерацию, то останавливает процесс снижения расхода BMP с низкой концентрацией метанола из разделителя жидкостей первой ступени сепарации газа в разделитель жидкостей второй ступени сепарации газа. После этого АСУ ТП запускает процесс поиска уставки аналогично запуску установки в работу, но с учетом текущего положения клапана-регулятора, стоящего на линии подачи BMP на вход инжекции инжектора.
АСУ ТП, после определения и фиксации уставки расхода BMP с низкой концентрацией метанола на вход инжекции инжектора, подает ее на вход задания SP ПИД-регулятора поддержания расхода BMP, поступающего из разделителя жидкостей первой ступени сепарации газа на вход инжекции инжектора. Одновременно, на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора, поступает измеряемое значение фактического расхода BMP с низкой концентрацией метанола, контролируемое расходомером, установленным на входе инжекции инжектора. В результате обработки этих параметров на выходе CV данного ПИД-регулятора формируется управляющий сигнал для клапана-регулятора, который управляет потоком BMP с низкой концентрацией метанола, подаваемого на вход инжекции инжектора.
Уровень жидкости в разделителе жидкостей первой ступени сепарации газа поддерживает ПИД-регулятор, управляющий расходом части BMP с низкой концентрацией метанола, отводимой на утилизацию. Для этого, на его вход задания SP, АСУ ТП подает уставку, соответствующую рекомендуемому паспортом установки значению рабочего уровня жидкости в разделителе жидкостей первой ступени сепарации газа. Одновременно, на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора, подают значение текущего уровня жидкости, измеряемого датчиком уровня BMP, установленном в этом разделителе жидкостей. В результате обработки этих параметров на выходе CV этого ПИД-регулятора формируется управляющий сигнал для клапана-регулятора, который управляет потоком BMP с низкой концентрацией метанола, отводимым на утилизацию.
Уровень жидкости в разделителе жидкостей второй ступени сепарации газа поддерживает ПИД-регулятор, управляющий расходом BMP, направляемым на регенерацию метанола. Для этого, на его вход задания SP, АСУ ТП подает уставку, соответствующую рекомендуемому паспортом установки рабочему значению уровня жидкости в разделителе жидкостей второй ступени сепарации газа. Одновременно, на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора, подают значение текущего уровня жидкости, измеряемого датчиком уровня, установленном в этом разделителе жидкостей второй ступени. В результате обработки этих параметров, на выходе CV этого ПИД-регулятора, формируется управляющий сигнал для клапана-регулятора, который управляет потоком BMP, направляемым на регенерацию метанола.
В случае достижения крайнего положения рабочим органом одного из клапанов-регуляторов, работающих под управлением соответствующих ПИД-регуляторов, АСУ ТП формирует сообщение об этом оператору с предложением об изменении режима работы установки НТС.
На фиг. 1 приведена принципиальная технологическая схема двухступенчатой установки низкотемпературной сепарации газа, используемой на установках комплексной подготовки газа нефтегазоконденсатных месторождений Севера, в частности на Ямбургском и Заполярном. 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 разделителе жидкостей 5 первой ступени сепарации газа;
5 - разделитель жидкостей первой ступени сепарации газа;
6 - клапан-регулятор подержания уровня BMP в разделителе жидкостей 5 первой ступени сепарации газа;
7 - клапан-регулятор расхода BMP с низкой концентрацией метанола, поступающего на вход инжекции инжектора 13;
8 - датчик измерения массового расхода BMP с низкой концентрацией метанола, поступающего на вход инжекции инжектора 13;
9 - клапан-регулятор подержания уровня BMP в разделителе жидкостей 11 второй ступени сепарации газа;
10 - датчик измерения количества метанола в BMP, отводимом на регенерацию;
11 - разделитель жидкостей второй ступени сепарации газа;
12 - датчик уровня BMP, установленный в разделителе жидкостей 11 второй ступени сепарации газа;
13 - инжектор;
14 - рекуперативный теплообменник «газ-конденсат»;
15 - рекуперативный теплообменник «газ-газ»;
16 - промежуточный сепаратор газа;
17 - редуцирующий штуцер;
18 - магистральный газопровод (МГП);
19 - низкотемпературный сепаратор газа;
20 - МКП;
21 - АСУ ТП установки.
22 - сигнал с датчика уровня 4 BMP в разделителе 5;
23 - сигнал задания уровня BMP в разделителе 5;
24 - сигнал датчика уровня 12 BMP в разделителе 11;
25 - сигнал задания уровня BMP в разделителе 11;
26 - сигнал с расходомера 8, контролирующего поступление BMP в инжектор 13;
27 - сигнал задания расхода BMP, поступающего из разделителя 5 в разделитель 11;
28 - ПИД-регулятор поддержания уровня BMP в разделителе 5;
29 - ПИД-регулятор поддержания уровня BMP в разделителе 11;
30 - ПИД-регулятор поддержания расхода BMP, поступающего из разделителя 5 в разделитель 11;
31 - сигнал управления, подаваемый на клапан-регулятор 6;
32 - сигнал управления, подаваемый на клапан-регулятор 9;
33 - сигнал управления, подаваемый на клапан-регулятор 7 расхода BMP, поступающего в инжектор 13.
Способ автоматического управления процессом отмывки ингибитора из НГК на установках НТС газа 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 разделитель жидкостей 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 рекуперативного теплообменника 15 «газ-газ», где происходит его охлаждение встречным потоком газа, поступающим из низкотемпературного сепаратора 19. Второй поток поступает в трубное пространство рекуперативного теплообменника 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 теплообменников 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 разделитель жидкостей 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 рекуперативный теплообменник 14 «газ-конденсат» и подается на вход инжектора 13, через который отводится в разделитель жидкостей 11 второй ступени сепарации газа. Осушенный и очищенный газ с выхода низкотемпературного сепаратора газа 19 через рекуперативный теплообменник 15 «газ-газ» подается в МГП 18 и далее потребителю.
В разделителях жидкостей 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 разделителей жидкости первой и второй ступени сепарации газа объединяются и транспортируются для утилизации или компримирования и подачи в МГП 18. Из этих разделителей потоки НГК также объединяются и отводятся для транспортировки в МКП 20. Выделенный в разделителе жидкостей 5 первой ступени сепарации газа BMP имеет низкую концентрацию метанола, и его поток из разделителя жидкостей делится на две части. Первая часть потока через клапан-регулятор 6 отводится на утилизацию, например, путем закачки данного раствора в пласт, а вторая часть через клапан-регулятор 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 разделитель жидкостей второй ступени сепарации газа 11, в котором происходит отмывка метанола из НГК в BMP. Выделяемый в разделителе жидкостей 11 BMP содержит значительное количество метанола, и этот BMP через клапан-регулятор 9 отводят на регенерацию в цех регенерации метанола установки комплексной подготовки газа. Количество метанола, содержащегося в BMP, АСУ ТП 21 контролирует с помощью датчика 10. После регенерации метанол возвращают в технологию подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту.
Для обеспечения максимальной отмывки метанола из НГК в BMP с использованием минимально возможного расхода BMP с низкой концентрацией метанола, АСУ ТП 21 производит поиск максимального возможного количества метанола в BMP, отводимом из разделителя 11 на регенерацию при текущих параметрах технологических процессов на установке. Для этого она с заданной дискретностью по времени и уровнем квантования расхода увеличивает расход BMP с низкой концентрацией метанола, подаваемого из разделителя 5 в разделитель 11. Одновременно АСУ ТП отслеживает с помощью датчика 10 изменение количества метанола в BMP, отводимом на регенерацию из разделителя 11 (в качестве датчика 10 можно использовать массовые расходомеры фирм KROHNE из серии OPTIMASS или Micro Motion фирмы Метран). Найдя необходимую точку, АСУ ТП фиксирует ее в качестве уставки расхода BMP с низкой концентрацией метанола, отводимого из разделителя 5.
BMP с низкой концентрацией метанола поступает из разделителя жидкостей 5 первой ступени сепарации газа через клапан-регулятор 7 и расходомер 8 на вход инжекции инжектора 13 и инжектируется в объединенный поток смеси НГК и BMP, поступающий на вход инжектора 13 из промежуточного 16 и низкотемпературного 19 сепараторов газа. Для этого АСУ ТП 21, с учетом инерционности процесса, с заданным шагом дискретизации по времени подает команды на клапан-регулятор 7, пошагово увеличивая подачу BMP низкой концентрации из разделителя жидкостей 5 в разделитель жидкостей 11. Одновременно, по показаниям датчика 10, АСУ ТП 21 контролирует количество метанола в BMP, отводимом из разделителя жидкостей 11.
Как только количество метанола, содержащегося в BMP на выходе из разделителя жидкостей 11, перестает изменяться (расти), процесс увеличения подачи BMP с низкой концентрацией метанола в разделитель 11 останавливают.После этого АСУ ТП 21 возвращает положение регулирующего органа клапана-регулятора 7 на предыдущий шаг и фиксирует найденный расход как уставку для управления процессом отмывки метанола из НГК в разделителе жидкостей 11.
В последующем поиск и определение точки насыщения метанолом BMP, отводимом на регенерацию, производится периодически или при изменении режима работы установки, или по команде оператора. При этом АСУ ТП 21, получив задание на поиск и определение очередной точки насыщения метанолом BMP, отводимом на регенерацию, начинает уменьшать расход подаваемого из разделителя 5 BMP с низкой концентрацией метанола в разделитель жидкостей 11 с помощью клапана регулятора 7. Уменьшение расхода производится с заданным шагом дискретизации по времени и заданным квантованием по расходу BMP с низкой концентрацией метанола. Одновременно АСУ ТП 21 контролирует количество метанола в BMP, отводимом из разделителя жидкостей 11 на регенерацию с помощью датчика 10. И как только АСУ ТП обнаружит снижение количества метанола в BMP, отводимом на регенерацию, система останавливает процесс уменьшения подачи BMP низкой концентрацией метанола. После этого запускается процесс поиска максимального количества метанола в BMP, отводимом из разделителя 11 на регенерацию. Этот процесс аналогичен процессу, реализуемому при запуске установки в работу, но с учетом текущего положения клапана-регулятора 7.
При запуске установки в работу, АСУ ТП производит поиск уставки оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола, достаточного для максимальной отмывки метанола из НГК в разделителе жидкостей 11.
Поиск производится для текущих параметров технологического процесса подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту, значения, которых из-за существенной инерционности технологического процесса, как правило, стабильны.
Расход BMP с низкой концентрацией метанола из разделителя жидкостей 5 в разделитель жидкостей 11 поддерживается ПИД-регулятором 30 (реализован на базе АСУ ТП). Для этого найденная уставка расхода BMP с низкой концентрацией метанола подается в виде сигнала 27 на вход задания SP этого ПИД-регулятора. Одновременно на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал 26 значения текущего расхода BMP с низкой концентрацией метанола, контролируемого расходомером 8. В результате на выходе CV данного ПИД-регулятора формируется управляющий сигнал 33 для клапана-регулятора 7, который управляет потоком BMP с низкой концентрацией метанола, подаваемого из разделителя жидкостей 5 через вход инжекции инжектора 13 в разделитель жидкостей 11.
Благодаря этому BMP с низкой концентрацией метанола равномерно перемешивается с объединенным потоком смеси НГК с BMP, поступающей из промежуточного сепаратора 16 и низкотемпературного сепаратора 19. Благодаря этому обеспечивается максимально возможный уровень отмывки метанола из НГК при минимально необходимом расходе BMP с низкой концентрацией метанола, что гарантирует минимизацию энергозатрат на ведение технологического процесса регенерации метанола из BMP, отводимого из разделителя жидкостей 11.
Для исключения возникновения автоколебательных процессов, т.е. «раскачки» технологического процесса на установке, его параметры контролируются с помощью ПИД-регуляторов 28 и 29, также реализованных на базе АСУ ТП. Они автоматически поддерживают уровень BMP в разделителях жидкостей, соответственно 5 и 11, в рамках ограничений, заданных обслуживающим персоналом с учетом паспортных данных этих разделителей. Для этого на вход задания SP ПИД-регуляторов 28 и 29 подаются соответствующие уставки (соответственно их сигналы 23 и 25) требуемых рабочих уровней в этих разделителях.
Фактическое значение уровня BMP в разделителе жидкостей 5 контролирует датчик уровня 4, выходной сигнал 22 с которого поступает на вход обратной связи PV ПИД-регулятора 28. В результате на выходе CV данного ПИД-регулятора формируется управляющий сигнал 31, который поступает на клапан-регулятор 6. Этот клапан-регулятор управляет потоком BMP, отводимым из разделителя жидкостей 5 на утилизацию, обеспечивая тем самым поддержание заданного уровня в нем.
Фактическое значение уровня BMP в разделителе жидкостей 11 измеряет датчик уровня 12, с выхода которого сигнал 24 поступает на вход обратной связи PV ПИД-регулятора 29. В результате на выходе CV данного ПИД-регулятора формируется управляющий сигнал 32, который поступает на клапан-регулятор 9. Этот клапан-регулятор управляет потоком BMP, отводимым из разделителя жидкостей 11 на регенерацию, и обеспечивает поддержание в нем заданного уровня жидкости.
В случае достижения крайнего положения рабочим органом какого-либо клапана-регулятора, АСУ ТП 21 об этом сразу сообщает оператору для принятия решений по изменению режима работы установки и предупреждения возникновения потенциальных нештатных ситуаций в работе разделителей жидкостей и установки.
Настройку используемых ПИД-регуляторов проводит обслуживающий персонал в момент запуска системы в работу под конкретный режим работы установки согласно методу, изложенному, например, в «Энциклопедии АСУ ТП», п. 5.5, ПИД-регулятор, ресурс: http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5. aspx#HandTuning.
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 газоконденсатном месторождении 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 газоконденсатных месторождениях РФ.
Применение данного способа позволяет:
- в реальном масштабе времени при различных режимах работы установки автоматически поддерживать максимальный уровень отмывки метанола из НГК при ведении технологического процесса на установке в условиях Севера с соблюдением технологических норм и ограничений, предусмотренных ее технологическим регламентом;
- значительно сократить потери метанола на установке;
- существенно повысить качество подаваемого НГК в МКП;
- снизить энергозатраты на ведение технологического процесса регенерации метанола.