СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ РЕКУПЕРАТИВНЫХ ТЕПЛООБМЕННИКОВ НА УСТАНОВКАХ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ ГАЗА, ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ НА СЕВЕРЕ РФ
METHOD FOR AUTOMATIC CONTROL OF HEAT LOSSES OF RECUPERATIVE HEAT EXCHANGERS AT LOW-TEMPERATURE GAS SEPARATION PLANTS OPERATED IN THE NORTH OF THE RUSSIAN FEDERATION

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности, к автоматическому контролю тепловых потерь рекуперативных теплообменников (далее ТО) на установках низкотемпературной сепарации газа (далее установка), эксплуатируемых на Севере РФ.
В установках, эксплуатируемых на Севере РФ, используются ТО трубчатого типа противоточного исполнения, в которых один теплоноситель движется в трубах, а другой - в межтрубном пространстве. Передача теплоты в этих ТО осуществляется в стационарном режиме - непрерывно от греющего рабочего тела к нагреваемому телу. Учитывая суровые природные климатические условия Крайнего Севера, эти ТО утепляют. Несмотря на это, в связи с глобальными климатическими изменениями, происходящими на земле, учащается число резких похолоданий при общем потеплении окружающей среды, увеличиваются скорость и частота появления ветров, идущих из Арктики и т.д., которые могут привести к преждевременному ухудшению качества теплоизоляции ТО, используемых на установках, эксплуатируемых на Севере РФ.
В процессе эксплуатации эксплуатации установки автоматическая диагностика функционирования ее оборудования, в частности - ТО в реальном режиме работы, во многих случаях позволяет своевременно предупредить нештатные и аварийные ситуации в ее работе, что существенно повышает эффективность управления подготовкой газа и газового конденсата к дальнему транспорту.
Ухудшение качества теплоизоляции ТО приводит к существенному увеличению теплоты, теряемой в окружающую среду. А это ведет к нарушению режима работы установки, предусмотренного ее технологическим регламентом, снижает эффективность управления технологическим процессом и ухудшает качество подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Поэтому диагностика состояния ТО в реальном режиме работы установки имеет важное значение при ее эксплуатации.
Известен способ контроля тепловых потерь рекуперативных теплообменников на установках низкотемпературной сепарации газа [см., например, стр. 404, Р.Я. Исакович, В.И. Логинов, В.Е. Попадько. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. Учебник для вузов, М., Недра, 1983, 424 с.], включающий автоматическое управление процессом низкотемпературной сепарации газа, обеспечивающее подготовку газа и газового конденсата к дальнему транспорту, и визуальный контроль теплоизоляции ТО.
Недостатком данного способа является то, что в нем не осуществляется диагностика состояния ТО, в том числе качество работы теплоизоляции в реальном режиме работы установки.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ контроля тепловых потерь рекуперативных теплообменников на установках низкотемпературной сепарации газа [см., например, стр. 360, Андреев Е.Б. и др. Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. - 399 с.], включающий автоматическое управление процессом низкотемпературной сепарации газа, обеспечивающее подготовку газа и газового конденсата к дальнему транспорту, и визуальный контроль теплоизоляции ТО.
Существенным недостатком данного способа является то, что в нем не рассматривается автоматизация диагностики состояния ТО в реальном режиме работы установки.
Целью настоящего изобретения является реализация непрерывного автоматического контроля тепловых потерь ТО в реальном режиме работы установки и повышение эффективности управления технологическим процессом подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту благодаря своевременному предупреждению нештатных и аварийных ситуаций, и организации ремонтно-профилактических работ ТО не по заранее составленному графику, а по их реальному состоянию, что снижает затраты на эти работы.
Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является автоматический непрерывный контроль тепловых потерь ТО, что позволяет обеспечить повышение эффективности управления технологическим процессом подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту на установке путем своевременного предупреждения нештатных и аварийных ситуаций в ее работе, и организации ремонтно-профилактических работ ТО не по заранее составленному графику, а по их реальному состоянию, что снижает затраты на эти работы.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ автоматического контроля тепловых потерь ТО на установках, эксплуатируемых на Севере РФ включает монтаж на новый или отремонтированный ТО теплоизоляции.
1
2
Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) с момента запуска установки в эксплуатацию или после проведения профилактических ремонтов теплоизоляции ТО с заданной дискретностью по времени, устанавливаемой при первоначальной настройке АСУ ТП, измеряет температуру  газоконденсатной смеси - греющего теплоносителя на входе первой секций ТО «газ-газ» и ТО «газ-конденсат» и ее температуру  на выходе из первой секции этих же ТО. Также АСУ ТП осуществляет измерение температуры  на входе и выходе второй секции этих же ТО, через которую проходит нагреваемый теплоноситель, осушенный газ в ТО «газ-газ» и смесь нестабильного газового конденсата - НГК с водным раствором ингибитора - ВРИ в ТО «газ-конденсат». Одновременно АСУ ТП с такой же дискретностью измеряет массовый расход греющего G и нагреваемого теплоносителей G в ТО «газ-газ» и ТО «газ-конденсат».
пот.факт
Для каждого момента измерений указанных параметров АСУ ТП производит вычисление фактического термического КПД - η для этих ТО по формуле:
р1
р2
где с и с - средняя удельная теплоемкость греющего и нагреваемого теплоносителей, соответственно.
пот._эталон
пот._факт
пот._факт
пот._факт
Э
пот._эталон
пот._факт
пот_эталон
Все данные измерений и расчетов АСУ ТП заносит в свою базу данных. Результаты расчета термического КПД при запуске установки в работу по первому измерению указанных параметров АСУ ТП хранит как эталонное значение η. Получаемые значения η АСУ ТП использует для построения графика непрерывной временной функции ƒ(t), значения которой в точках дискретизации совпадают с η, т.е. ƒ(t)=η(t). Одновременно АСУ ТП строит и график ƒ(t)=η и производит его сравнение с графиком ƒ(t) путем определения разности значений Δ=|η(t) - η)| для каждой точки дискретизации по времени.
Эксплуатацию теплоизоляции ТО осуществляют без всяких ограничений при условии, если график ƒ(t) изменяется в рамках допустимых вариаций δ, определяемых коридором  Величина δ для задания этого коридора задается регламентом работы установки.
Но как только ƒ(t) выйдет из этого коридора, т.е. станет выполняться условие
АСУ ТП формирует сообщение оператору о том, что начиная с этого момента качество теплоизоляции ТО будет постепенно ухудшаться и необходимо следить за ее состоянием.
критич
Как только величина Δ достигнет своего критического значения Δили превысит его, т.е.
критич
и будет прослеживаться динамика изменения величины Δ в сторону ее роста относительно Δ, АСУ ТП формирует сообщение оператору установки о необходимости принятия решения по управлению технологическим процессом с учетом организации ремонта теплоизоляции ТО.
критич
Величина Δ задается технологическим регламентом эксплуатации установки с учетом особенностей параметров разрабатываемого месторождения.
На фиг. 1 приведена функциональная технологическая схема установок, эксплуатируемых на Заполярном НГКМ. В ней использованы следующие обозначения:
1 - входная линия установки;
2 - сепаратор первой ступени сепарации газа;
3 - АСУ ТП установки;
4 - датчик массового расхода газоконденсатной смеси, установленный на входе первой секции ТО «газ-газ» 8;
5 - датчик температуры газоконденсатной смеси, установленный на входе первой секции ТО «газ-газ» 8;
6 - датчик температуры осушенного газа, установленный на выходе второй секции ТО «газ-газ» 8;
7 - датчик массового расхода осушенного газа, установленный на выходе второй секции ТО «газ-газ» 8;
8 - ТО «газ-газ»;
9 - датчик температуры газоконденсатной смеси, установленный на выходе первой секции ТО «газ-газ» 8;
10 - датчик температуры газоконденсатной смеси, установленный на входе второй секции ТО «газ-газ» 8;
11 - датчик температуры газоконденсатной смеси, установленный на выходе первой секции ТО «газ-конденсат» 13;
12 - датчик температуры газоконденсатной смеси, установленный на входе второй секции ТО «газ-конденсат» 13;
13 - ТО «газ-конденсат»;
14 - датчик температуры газоконденсатной смеси, установленный на входе первой секции ТО «газ-конденсат» 13;
15 - датчик температуры газоконденсатной смеси, установленный на выходе второй секции ТО «газ-конденсат» 13;
16 - датчик массового расхода газоконденсатной смеси, установленный на входе первой секции ТО «газ-конденсат» 13;
17 - датчик массового расхода газоконденсатной смеси, установленный на выходе второй секции ТО «газ-конденсат» 13;
18 - разделитель жидкостей (РЖ);
19 - клапан регулятор (КР) расхода газа по установке;
20 - низкотемпературный сепаратор газа.
Способ автоматического контроля тепловых потерь ТО на установках, эксплуатируемых на Севере РФ, реализуют следующим образом.
Добытая газоконденсатная смесь через входную линию 1 установки поступает в сепаратор 2 первой ступени сепарации газа. В сепараторе 2 происходит первичное очищение газоконденсатной смеси от механических примесей, водного раствора ингибитора (ВРИ), выделяется основное количество тяжелых углеводородов НГК, которые, по мере их накопления в нижней части сепаратора 2, отводят в РЖ 18. Частично очищенную от капельной влаги и пластовой жидкости газоконденсатную смесь (греющий теплоноситель) с выхода сепаратора 2 первой ступени сепарации газа разделяют на два потока. Первый поток направляют в трубное пространство первой секции ТО «газ-газ» 8, где происходит его предварительное охлаждение встречным потоком осушенного газа (нагреваемый теплоноситель), который поступает из низкотемпературного сепаратора 20 и проходит через вторую секцию этого же ТО. Второй поток (греющий теплоноситель) подают в трубное пространство первой секции ТО «газ-конденсат» 13, который охлаждают встречным потоком смеси НГК и ВРИ (нагреваемый теплоноситель), отводимом из нижней части низкотемпературного сепаратора газа 20 через вторую секцию этого же ТО.
Потоки газоконденсатной смеси, поступающие с выходов первых секций ТО «газ-газ» 8 и ТО «газ-конденсат» 13, объединяют и подают на вход КР 19 расхода газа по установке. Проходя его, за счет дроссель-эффекта, температура газоконденсатной смеси резко снижается, а давление в ней падает до давления, при котором происходит максимально возможная конденсация углеводородов. Эту смесь подают на вход низкотемпературного сепаратора газа 20. Вследствие изменения термодинамических условий и снижения скорости потока газоконденсатной смеси в сепараторе 20, происходит финальное выделение из нее осушенного газа, а смесь НГК и ВРИ собирается в нижней части этого сепаратора.
Отсепарированный холодный осушенный газ (нагреваемый теплоноситель), поступающий из низкотемпературного сепаратора 20, проходит через вторую секцию ТО «газ-газ» 8, где отдает холод встречному потоку добытой газоконденсатной смеси (греющий теплоноситель), и далее его направляют в магистральный газопровод (МГП).
Смесь НГК и ВРИ (нагреваемый теплоноситель), по мере накопления, из нижней части низкотемпературного сепаратора 20, направляют во вторую секцию ТО «газ-конденсат» 13, где она нагревается и поступает в РЖ 18, в котором газожидкостная смесь подвергается разделению на компоненты и дегазации. Поток выделенного газа (газ выветривания) транспортируют по трубопроводу либо на утилизацию, либо компримируют и подают в МГП, НГК направляют в магистральный конденсатопровод (МКП), а ВРИ из РЖ 18 подают в цех регенерации ингибитора установки.
Для измерения расхода газоконденсатной смеси, поступающий на вход первой секции ТО «газ-газ» 8 и ТО «газ-конденсат» 13 установлены датчики 4 и 16, соответственно, а для измерения температуры газоконденсатной смеси, поступающий на вход первой секции ТО «газ-газ» 8 и ТО «газ-конденсат» 13 - датчики 5 и 14.
Для измерения температуры газоконденсатной смеси на выходе первой секции ТО «газ-газ» 8 и ТО «газ-конденсат» 13 установлены датчики 9 и 11, соответственно.
Для измерения температуры осушенного газа на входе второй секции ТО «газ-газ» 8 установлен датчик 10, а для измерения температуры газоконденсатной смеси на входе второй секции ТО «газ-конденсат» 13 -датчик 12.
Для измерения расхода осушенного газа на выходе второй секции ТО «газ-газ» 8 установлен датчик 7, а для измерения расхода газоконденсатной смеси на выходе второй секции ТО «газ-конденсат» 13 - датчик 17. Для измерения температуры осушенного газа на выходе второй секции ТО «газ-газ» 8 установлен датчик 6, а для измерения температуры газоконденсатной смеси на выходе второй секции ТО «газ-конденсат» 13 - датчик 15.
пот
На практике, при нормальном режиме работы ТО, доля теплоты, теряемой в окружающую среду, как его иногда называют, термический КПД теплообменного аппарата или коэффициент потери теплоты в окружающую среду - η, составляет, примерно 0,97, в идеальном случае, когда потерь нет, его значение принимается равным 1 [например, см. стр. 166, Ртищева А.С., Теоретические основы гидравлики и теплотехники: Учебное пособие. - Ульяновск, УлГТУ, 2007. - 171 с.].
В процессе работы установки, из-за снижения качества теплоизоляции увеличивается доля теплоты, теряемой в окружающую среду, значение которой можно определить из уравнения теплового баланса [см., например, стр. 166, Ртищева А.С., Теоретические основы гидравлики и теплотехники: Учебное пособие. - Ульяновск, УлГТУ, 2007. - 171 с.]:
1
2
р1
р2
где G, G - массовый расход греющего и нагреваемого теплоносителей, соответственно; с и с - средняя удельная теплоемкость греющего и нагреваемого теплоносителей, соответственно;  - температура на входе греющего и нагреваемого теплоносителей, соответственно;  - температура на выходе греющего и нагреваемого теплоносителей, соответственно.
пот
пот
Алгоритм определения коэффициента потерь теплоты в окружающую среду η для ТО «газ-газ» 8 и ТО «газ-конденсат» 13 идентичны, поэтому для простоты изложения сути заявки рассмотрим алгоритм определения ηтолько для ТО «газ-газ» 8.
пот.
пот.
пот._эталон
При запуске установки в работу (первичном или после проведения профилактического ремонта ТО) добиваются того, чтобы значение ηбыло равно значению, заданному проектом (как правило, η≈0,97). Фактически зафиксированное при этой операции значение принимается за эталон - η.
1
2
После запуска установки АСУ ТП 3, с заданной дискретностью во времени, с помощью датчика 4 измеряет массовый расход G и с помощью датчика 5 измеряет температуру  греющего носителя (добытой газоконденсатной смеси), поступающего на вход первой секции ТО «газ-газ» 8. Дискретность определяется общей настройкой АСУ ТП, связанной с необходимостью контроля и управления кустами газовых скважин [см. Комплекс энергонезависимых устройств телемеханики кустов газовых скважин УКПГ-9 Харвутинской площади Ямбургского ГКМ «Ямбург-ГиперФлоу-ТМ». Руководство по эксплуатации КРАУ1.456.010-01 РЭ. НПФ «Вымпел», 2005 г., стр. 12], который обеспечивает сбор данных о режимах работы газовых скважин не реже одного раза в два часа. Температуру греющего носителя  на выходе первой секции этого ТО, АСУ ТП 3 измеряет с помощью датчика температуры 9. Одновременно АСУ ТП 3, с такой же дискретностью во времени, измеряет массовый расход G с помощью датчика 7 и температуру  используя датчик температуры 10 нагреваемого носителя (осушенный газ), поступающего на вход второй секции ТО «газ-газ» 8. Температуру нагреваемого носителя  на выходе второй секции этого ТО, АСУ ТП 3 измеряет с помощью датчика температуры 6.
р1
р2
Значение с и с определяют из справочной литературы [например, см. стр. 71, А.И. Гриценко и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.].
пот._факт
пот._факт
пот._факт
пот._факт
пот._эталон
Далее АСУ ТП 3, используя формулу (1), определяет фактическое значение η для каждого интервала времени дискретизации и заносит его в свою базу данных (БД) вместе со значениями всех измеренных в этот момент параметров. Получаемые значения η АСУ ТП 3 использует для построения графика непрерывной временной функции ƒ(t), значения которой в точках дискретизации совпадают с η, т.е. ƒ(t)=η(t) (см. фиг. 2). На этот же график она наносит эталонное значение - η. Если оба графика совпадают или график ƒ(t) изменяется в рамках допустимых вариаций δ, определяемых коридором  который задается регламентом работы установки, то ТО может эксплуатироваться без каких-либо ограничений. Выход из этого коридора означает то, что качество работы теплоизоляции ТО стало ухудшаться и за ним необходимо следить. АСУ ТП 3 об этом сообщает оператору установки для повышения внимания с этого момента времени к работе теплоизоляции этого ТО (в том числе при визуальном плановом контроле состояния оборудования установки во время ежедневных обходов).
Математически эту ситуацию выражают в виде соотношения:
критич
критич
Начиная с этого момента качество теплоизоляции ТО будет постепенно ухудшаться, но останавливать установку на профилактический ремонт нет необходимости. Но как только величина Δ достигнет критического значения или превысит его, т.е.  и прослеживается динамика изменения величины Δ в сторону ее роста относительно Δ, АСУ ТП 3 об этом сообщает оператору установки для принятий решений по управлению технологическим процессом. Величина Δ задается технологическим регламентом эксплуатации установки с учетом особенностей параметров разрабатываемого месторождения.
Способ автоматического контроля тепловых потерь ТО на установках, эксплуатируемых на Севере РФ, реализован в ПАО «Газпром» ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном газоконденсатном месторождении на установках комплексной подготовки газа 1 В и 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 повышать эффективность управления технологическим процессом на установке путем своевременного предупреждения нештатных и аварийных ситуаций в ее работе. Благодаря этому повышается качество подготовки газа, снижаются простои и затраты, необходимые для устранения нештатных и аварийных ситуаций на производстве. Это позволяет также производить ремонтно-профилактические работы не по заранее составленному графику, а по фактическому состоянию ТО, что значительно снижает затраты на проведение этих работ.