СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ПОДАЧЕЙ ИНГИБИТОРА ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В СИСТЕМАХ ПОДГОТОВКИ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА Российский патент 2024 года по МПК E21B37/06 F17D3/12 G05D7/00 

Изобретение относится к области промысловой подготовки природного газа и газового конденсата, в частности, к обеспечению автоматического управления дозированной подачей ингибитора гидратообразования в точки впрыска перед защищаемыми технологическими участками.

Известен способ подачи ингибитора гидратообразования по точкам процесса сбора газа от эксплуатационных скважин до установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и процесса низкотемпературной сепарации на УКПГ, включающий в себя определение расчетного необходимого количества подаваемого метанола на защищаемый участок с использованием аналитических зависимостей из «Инструкции по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром»» (ВРД 39-1.13-010-2000) от расчетной концентрации водометанольного раствора (ВМР) в потоке, предотвращающей гидратообразование, подачу метанола на участок в указанном количестве, при этом подаваемое количество корректируется АСУ ТП в соответствии с фактическим значением концентрации ВМР, который отделяется в разделителе жидкости, отсепарированной в сепараторе, расположенном в конце защищаемого от гидратообразования участка. При этом общая подача раствора ингибитора в систему сбора газа от эксплуатационных скважин и по точкам процесса низкотемпературной сепарации УКПГ организуется таким образом, что от 60 до 80 % от общего количества подается в систему сбора газа от эксплуатационных скважин, а оставшееся количество от 20 до 40 % от общего количества подаваемого метанола подается по точкам процесса низкотемпературной сепарации. Точное соотношение количества подаваемого метанола определяется по результатам натурного эксперимента, проводимого не реже одного раза в год. Количество метанола, подаваемого в начало каждого из газопроводов-шлейфов системы сбора газа от эксплуатационных скважин, определяют пропорционально расходу газа, транспортируемого по данному шлейфу (Патент РФ № 2709048, МПК Е21В 34/16 (2006.01) Е21В 37/06 (2006.01), опубл. 2019 и Патент РФ №2768863, МПК Е21В 37/06 (2006.01) F17D 3/12 (2006.01), опубл. 2022).

Существенным недостатком данного способа является отсутствие определения потерь метанола с товарными осушенным газом и отделенным газовым конденсатом, которые являются товарными продуктами, и соответствующего регулирования расхода метанола, подаваемого по точкам процесса низкотемпературной сепарации, что исключает дополнительную возможную экономию метанола за счет снижения его потерь с товарными продуктами.

Использование аналитических зависимостей согласно «Инструкции по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром»» (ВРД 39-1.13-010-2000) не позволяет учитывать при определении содержания метанола и воды в газе и газового конденсате соотношение количеств взаимодействующих веществ, которое имеет существенное влияние на фактическое содержание метанола и воды в средах, с которыми они взаимодействуют. Кроме того, возможны отклонения содержания метанола и воды в газе и газового конденсате от значения равновесного содержания, что объясняется колебаниями термобарических параметров при движении потоков по системам добычи, сбора и подготовки газа, газового конденсата, разным соотношением количества взаимодействующих метанола, воды с газом, газовым конденсатом, разных условий их взаимодействия в трубопроводах и оборудовании, которые могут отличаться от условий равномерного распределения веществ друг в друге. Также стоит отметить, что применяемая зависимость по растворимости метанола в газовом конденсате имеет существенные погрешности, связанные с отсутствием учета уникального состава газового конденсата по каждому отдельному месторождению, образования эмульсии метанола в газовом конденсате (см., к примеру, Касперович А.Г., Моторин Д.В., Омельченко О.А., Украинцева Д.Е. О расчетах растворимости метанола в газовых конденсатах // Вести газовой науки. – М., 2018. - №5. – с. 38-45). В конечном итоге это приводит к значительным погрешностям при расчетах.

Определение соотношения подаваемого количества метанола по точкам системы сбора газа и по точкам процесса низкотемпературной сепарации на основе натурного эксперимента, проводимого не реже чем один раз в год, исключает из регулирования иные возможные комбинации влияющих и фактически изменяющихся параметров, таких как количество выносимой скважинами воды, давлений, температур и расходов потоков по точкам. Кроме того, равномерное распределение подаваемого по газопроводам-шлейфам системы сбора газа метанола пропорционально расходу газа, транспортируемого по каждому из газопроводов-шлейфов не учитывает разное количество выносимой скважинами воды, разные термобарические параметры потоков по причине отличающихся забойных давлений, разной протяженности газопроводов-шлейфов и, как следствие, разного охлаждения потока при его транспортировке по газопроводам-шлейфам. В конечном итоге указанный подход к дозированию метанола по точкам системы сбора газа может приводить при определенных комбинациях параметров и недостаточной подаче метанола к случаям гидратообразования по определенным газопроводам-шлейфам, а при избыточной подаче к неоправданному расходу метанола.

Корректировка расчетного значения расхода метанола, подаваемого по точкам процесса низкотемпературной сепарации, в зависимости от концентрации водометанольного раствора, отделяемого в разделителе жидкости, отсепарированной в сепараторе, расположенного в конце защищаемого от гидратов участка, не позволяет корректировать расход метанола в целях поддержания концентрации ВМР, обеспечивающей предотвращение гидратообразования, по всем точкам, расположенным на защищаемом участке процесса низкотемпературной сепарации, так как после каждой точки подачи не установлен сепаратор с соответствующим разделителем. Это может приводить к перерасходу метанола по ряду точек подачи, а по другим точкам к недостаточному расходу с гидратообразованием. Также стоит учитывать, что расчетные значения расхода метанола по точкам определяются со значительной погрешностью.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ автоматического определения необходимых расходов ингибитора гидратообразования, подаваемого по точкам процесса подготовки газа, газового конденсата, включающий расчет фактических концентраций и количества ВМР в потоках (формулы 29, 30, 31, 32) с целью построения материального баланса процесса по метанолу и воде, расчет изменения количества газа и газового конденсата в зависимости от изменения термобарических условий потоков (формулы 25, 27, 28), определение необходимого расхода метанола по точкам с использованием аналитических зависимостей из «Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром» (СТО Газпром 3.1-3-010-2008), приведение в соответствие фактическим значениям расчетных зависимостей определения содержания метанола и воды в газе, метанола в газовом конденсате согласно СТО Газпром 3.1-3-010-2008 с проведением отборов проб газа, газового конденсата и/или водного раствора ингибитора для определения содержания воды и метанола (Патент РФ № 2775929, МПК Е21В 37/06 (2006.01) F17D 3/12 (2006.01), опубл. 2022).

Существенным недостатком данного способа является использование аналитических зависимостей согласно СТО Газпром 3.1-3-010-2008, так как они приводят к значительным погрешностям расчетов по причинам аналогичным использованию ВРД 39-1.13-010-2000 (указаны выше).

Приведение расчетных зависимостей содержания метанола и воды в газе, метанола в газовом конденсате согласно СТО Газпром 3.1-3-010-2008, газового конденсата в потоке, изменения содержания газа в потоке фактическому состоянию через отбор проб газа, газового конденсата и/или водного раствора ингибитора по точкам процесса для определения содержания воды и метанола с использованием расчета материального баланса процесса по метанолу и воде через математические методы построения функциональных зависимостей с использованием значений фактического содержания метанола и воды в пробах на практике нереализуемо, так как требует значительного количества комбинаций фактических значений содержаний метанола и воды, газа и конденсата в фазах потоков в зависимости от всех наиболее влияющих параметров процесса, значения которых должны находится в фактически наблюдаемых пределах, для обеспечения корректности дальнейших расчетов. Использование в данных целях нескольких комбинаций параметров недостаточно, так как фактически содержания метанола и воды в фазах зависят от нескольких до нескольких десятков параметров и соответствующие зависимости являются многомерными полиномами второй и более степени. Также стоит учитывать, что дальнейшее использование данных расчетных зависимостей будет происходить при изменении влияющих параметров в относительно широких пределах, которые однозначно не охватит несколько комбинаций параметров.

Задачей, на решение которой направлен заявляемый способ, является обеспечение автоматической дозированной подачи ингибитора гидратообразования с определением достаточного количества по точкам впрыска перед защищаемыми технологическими участками систем подготовки газовых и газоконденсатных промыслов в реальном времени, определение оптимальных значений других параметров технологического процесса, влияющих на потери метанола с товарными продуктами, с одновременным исключением указанных недостатков.

Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является снижение общих безвозвратных потерь ингибитора, исключение аварийных ситуаций в результате перекрытия сечения трубопроводов и оборудования отложениями гидратов, приводящих к снижению объемов добычи газа и/или газового конденсата, дополнительному расходу ингибитора, привлечению персонала и специальной техники к устранению гидратных пробок.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что реализуется следующая последовательность действий:

1. Мониторинг фактического состояния технологического процесса подготовки газа, газового конденсата, включающий отбор и химический анализ проб газа, газового конденсата и ВМР по точкам технологического процесса, прежде всего в местах отвода жидкости от сепарационного и массообменного оборудования. При возможности следует определять также и фактические содержания метанола в газе и газовом конденсате. Отбор и анализ проб проводится при разных технологических режимах работы оборудования и разных расходах метанола по точкам. Изменение технологического режима при отборе проб (с учетом имеющихся фактических возможностей варьирования технологических параметров) проводится по параметрам, имеющим существенное влияние на содержание метанола в потоках.

2. Разработка расчетно-технологической модели технологического процесса подготовки газа, газового конденсата и ее адаптация по фактическим результатам химического анализа отобранных проб. При адаптации параметры разработанной модели настраиваются таким образом, чтобы количество веществ в фазах и потоках по возможности максимально соответствовало результатам химического анализа проб при одинаковых значениях технологических параметров процесса.

3. С использованием адаптированной расчетно-технологической модели технологического процесса проведение расчетного исследования, включающего определение значений следующих параметров (удельные количества отнесены к 1000 м³ газа в соответствующей точке потока, приведенным к нормальным условиям; здесь и далее индексы 1 и 2 обозначают параметр в начале и конце рассматриваемого технологического участка, соответственно):

- удельное содержание паров метанола в газе Q₂, Q₁ (кг/1000 нм³ газа);

- удельное содержание паров воды в газе W₂, W₁ (кг/1000 нм³ газа);

- удельное содержание метанола в НК q₂, q₁ (кг/кг НК);

- удельное содержание НК G_к2, G_к1 (кг НК/1000 нм³ газа);

- доля газа от его первоначального расхода в начале участка, измеренного расходомером r₂ (доля единицы).

Технологический участок задается следующим образом. Началом технологического участка является точка процесса, где ВМР был отделен от газа или нестабильного конденсата (к примеру, сепаратор или разделитель), а концом технологического участка – защищаемая от гидратов точка технологического процесса.

При определении перечисленных выше параметров учитываются следующие требования:

- параметры определяются для каждого аппарата и трубопровода технологического процесса, где происходит охлаждение газа или реализуются массообменные процессы;

- расчет проводится для всех возможных комбинаций значений технологических параметров, которые имеют наиболее существенное влияние на содержание метанола, воды и НК в газе и жидкости, находящихся в потоке и фактически наблюдаются на практике при реализации технологического процесса.

При этом значения данных параметров задаются с определенным шагом, от минимального до максимально возможного значения. Например, расход газа в начале технологической линии; давление и температура во входном сепараторе; концентрация и расход метанола, подаваемого по точкам процесса; давление и температура в промежуточном сепараторе; давление и температура в ингибируемой точке схемы.

4. Полученные массивы расчетных значений параметров, определенных по п. 3, аппроксимируются аналитическими зависимостями в виде регрессионных полиномов.

5. С использованием полученных по пп. 3 и 4 аналитических зависимостей составляется материальный баланс технологического процесса по метанолу, воде, газу и газовому конденсату.

Расчетная концентрация метанола в ВМР (% масс.) в каждой защищаемой от гидратов точке технологического процесса определяется по следующему балансному соотношению:

, (1)

где X₁, G₁ – концентрация (% масс.) и количество (кг/ч) раствора ингибитора или жидкой воды, поступающего в начало участка;

Q₂, Q₁ – удельное содержание (кг/1000 нм³) паров метанола в газе, определяемое по пп. 3,4;

q₂, q₁ – удельное содержание (кг/1000 нм³) метанола в НК, определяемое по формуле (3);

W₂, W₁ – удельное содержание (кг/1000 нм³) паров воды в газе, определяемое по пп. 3,4;

G_ингi, X_ингi - количество (кг/ч) и концентрация (% масс.) ВМР, подаваемого в n точек на ингибируемом участке, для предотвращения гидратообразования;

Q_г2, Q_г1 – расход газа (1000 нм³/ч).

В числителе соотношения (1) представлено количество метанола, которое находится в точке, а в знаменателе - суммарное количество метанола и воды в этой же точке, согласно расчета материального баланса.

Расчетное количество ВМР в точке (кг/ч) определяется по формуле:

(2)

Концентрация X₁ (% масс.) и количество G₁ (кг/ч) раствора ингибитора или жидкой воды, поступающего в начало участка, определяется аналогично по формулам (1) и (2) для участка технологической линии, находящегося перед рассчитываемым.

Удельное содержание метанола в НК (кг/1000 нм³) определяется по формуле:

(3)

где q₂, q₁ – удельное содержание метанола в НК (кг/кг НК), определенное по пп. 3,4;

G_к2, G_к1 – удельное содержание НК (кг НК/1000 нм³ газа), определенное по пп. 3,4.

Расход газа (1000 нм³/ч) определяется по формуле:

(4)

где r₂ – доля газа от его первоначального расхода в начале участка, измеренного расходомером, определенная по пп. 3,4;

Q_г1 – расход газа (1000 нм³/ч), замеренный расходомером в начале рассчитываемого участка.

Соотношения (1)-(4) по сути определяют разницу содержаний воды и метанола в фазах в начале и конце рассматриваемого технологического участка. Поэтому формулы (1)-(4) определяют количество метанола в жидкой фазе, в газе и НК в конце рассчитываемого участка.

6. Определяются необходимые концентрации ингибитора (ВМР) для предупреждения гидратообразования в следующей последовательности.

Для определения температуры гидратообразования Т_г ^оС газа валанжинской залежи Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ЯНГКМ) применяется, к примеру, следующая зависимость, определенная в соответствии с [см., стр. 107-115, Истомин В.А., Квон В.Г. «Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа», Москва, ООО «ИРЦ Газпром», 2004]:

(5)

где Р₂ – давление в конце технологического участка, МПа.

В случае ингибирования газов иных компонентных составов применяются другие соответствующие зависимости.

Определяется разность температуры гидратообразования и фактической температуры в конце ингибируемого технологического участка ΔT ^оС по формуле [см., например, стр. 9, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:

(6)

Необходимую концентрацию X_г метанола % масс. в ВМР для предупреждения гидратообразования в случае газов валанжинских газоконденсатных залежей применяется, к примеру, формула [см., например, стр. 10, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:

(7)

В случае ингибирования газов иных компонентных составов применяются другие соответствующие зависимости.

7. В АСУ ТП добавляют расчет материального баланса процесса по метанолу, воде, газу и газовому конденсату, выполненный согласно п. 5, и расчет необходимой концентрации ВМР для предотвращения гидратообразования, выполненный согласно п. 6. К АСУ ТП, реализованной на базе программно-технических средств, подключают:

- датчики контроля давления, температуры и/или расхода газа (газового конденсата) в защищаемых от гидратов точках процесса;

- датчики контроля фактической концентрации подаваемых свежих водных растворов ингибитора;

- клапаны регуляторы расхода (КРР), которые устанавливают на ингибиторопроводах персонально по каждой точке подачи ингибитора.

Показания указанных датчиков АСУ ТП опрашивает с заданной дискретностью, которая устанавливается в соответствии с инерционностью изменения параметров технологического процесса, влияющих на точность дозирования ингибитора, и записывает в свою базу данных. Указанные значения АСУ ТП использует как исходные данные для выполнения расчетов согласно пп. 5,6.

В АСУ ТП предусматривается защита от выхода значений исходных данных за границы настраиваемого диапазона в целях обеспечения корректности проводимых расчетов. Если значение входного параметра не входит в заданный оператором АСУ ТП диапазон (в том числе по причине потери связи с датчиком), для расчета необходимого количества ингибитора принимается последнее значение, которое входило в заданный диапазон, до возвращения значения параметра в пределы диапазона, либо расширения его границ. При выходе значения параметра за границы заданного диапазона срабатывает предупреждающая сигнализация, после которой оператор АСУ ТП предпринимает усилия, чтобы восстановить корректность работы датчика, направляющего в АСУ ТП значения исходных данных, либо актуализирует пределы настраиваемого диапазона определяемых датчиком значений.

8. Ведется итерационный подбор значений количества ВМР, подаваемого по точкам процесса G_ингi и его концентраций X_ингi, других параметров процесса, которые возможно изменять в ходе ведения технологического процесса и которые влияют на потери метанола с товарным газом и газовым конденсатом, с учетом выполнения следующих условий:

;

где X₂ – фактическая концентрация ВМР в защищаемой от гидратов точке, определенная по формуле (1);

Xг – концентрация ВМР, обеспечивающая предотвращение гидратообразования, определенная по формуле (7);

Δ_з – устанавливаемый запас по фактической концентрации ВМР свыше концентрации ВМР, предотвращающей гидратообразование. Он может устанавливаться в целях дополнительных мер по исключению гидратообразования;

i – количество защищаемых от гидратов точек процесса;

Q_{2 т}, q_2т – содержания метанола в товарных газе и газовом конденсате соответственно, определенные по п. 3 и отражающие потери метанола.

9. Определенные по п.8 количества ВМР, которые целесообразно подавать по точкам процесса, направляются в качестве задания на КРР, подающие ингибитор по точкам. Определенные по п.8 количества и концентрации ВМР, которые целесообразно подавать по точкам процесса, другие параметры процесса, которые возможно изменять в ходе ведения технологического процесса и которые влияют на потери метанола с товарным газом и газовым конденсатом отображаются для использования оператором АСУ ТП в целях оптимизации подачи метанола.

К примеру, представленный способ реализован на УКПГ-1В ЯНГКМ.

Для расчета материального баланса по метанолу и воде, газу и газовому конденсату была разработана и адаптирована расчетно-технологическая модель цеха подготовки газа (ЦПГ) №2 УКПГ-1В.

В результате адаптации модели были получены компонентно-фракционные составы потоков газа, газового конденсата, ВМР по УКПГ-1В, которые с достаточной для практических целей точностью соответствуют фактическому материальному балансу УКПГ. При моделировании использовано уравнение состояния CPA (Cubic plus Association), которое хорошо описывает фазовые равновесия многокомпонентных систем, включающих углеводороды, метанол и воду, что обеспечило достаточно корректное описание процесса низкотемпературной абсорбции, включая «отдувку» метанола из ВМР в газовом потоке в абсорбере А-1.

В таблицах 1 и 2 представлены результаты химического анализа проб газа и жидкости по точкам процесса в сравнении с результатами моделирования при идентичных параметрах процесса подготовки газа в ЦПГ №2 УКПГ-1В. В таблице 1 приведены результаты анализа при разных суммарных расходах метанола по точкам: 100% соответствует фактической текущей подаче, подобранной эмпирическим путем, а при режимах 135 и 150 % подача увеличена на указанное количество в процентах от фактической текущей подачи. А в таблице 2 результаты анализов представлены по А-1 и разделителе первой ступени Р-1 при разных расходах ВМР на «отдувку» и разных температурах в А-1.

Учитывая достаточно большую относительную погрешность методов определения содержания метанола в газе и газовом конденсате (15÷20 % для газа и ~30% для газового конденсата) в целом наблюдается вполне удовлетворительная сходимость результатов химического анализа и моделирования при наличии закономерных однонаправленных тенденций к изменению значений содержания метанола в зависимости от количества ВМР, подаваемого по точкам ввода ингибитора. Также следует иметь в виду возможные колебания параметров технологического процесса подготовки газа, газового конденсата, связанные с изменениями в работе эксплуатационных скважин, изменением давления в межпромысловом коллекторе (куда подается осушенный газ после УКПГ-1В), влиянием температуры окружающей среды и ветра на оборудование системы сбора и подготовки газа. Это может приводить к отклонениям результатов химического анализа от полученных значений при моделировании по причине того, что технологический процесс изменяется непрерывно, а моделирование не учитывает все имеющиеся возмущающие воздействия и отражает статическое состояние процесса при заданных неизменных значениях технологического процесса.

С использованием адаптированной по результатам химического анализа технологической модели определены значения содержаний воды, метанола, газового конденсата, изменения количества газа по точкам технологического процесса в зависимости от комбинаций следующих параметров:

- давление и температура на первой ступени сепарации, концентрация ВМР, отделяемого на первой ступени сепарации (данные параметры влияют на степень насыщения парами метанола и воды газа, который поступает на вход ЦПГ №2, и метанола в газовом конденсате, который поступает на орошение низкотемпературного абсорбера А-2);

- температура контакта и расход газа через А-1, концентрация и расход ВМР, подаваемого в А-1, общая эффективность А-1 в теоретических тарелках (эти параметры влияют на степень насыщения парами метанола и воды газа после процесса «отдувки», концентрацию и количество отработанного после «отдувки» ВМР). Данные параметры влияют на содержание паров метанола и воды в газе, метанола в НК вплоть до концевых аппаратов – А-2 и трехфазного разделителя Р-2, поэтому они участвуют в расчете по каждой защищаемой от гидратов точке технологической линии ЦПГ №2;

- расход газового конденсата, подаваемого на орошение А-2 (этот показатель имеет влияние на все параметры, определяемые по аппаратам А-2 и Р-2);

- давление и температура по точкам технологической линии ЦПГ №2 – локально определяет количество газового конденсата и насыщение фаз метанолом. При этом, изменение давления в большей степени влияет на изменение количества газового конденсата в соответствующих потоках, а изменение температуры - на распределение метанола по фазам;

- расход и концентрация ВМР, подаваемого по точкам – влияет на количества метанола и воды в каждой фазе потоков.

Таблица 1 – Результаты химического анализа проб газа и жидкости в сравнении с результатами моделирования ЦПГ №2 УКПГ-1В (кроме А-1)

Таблица 2 – Результаты химического анализа проб газа и жидкости в А-1 (процесс «отдувки») в сравнении с результатами моделирования ЦПГ №2 УКПГ-1В

В результате проведения такого расчетно-технологического моделирования были получены массивы значений удельного содержания воды, метанола, газового конденсата в фазах потоков по точкам технологического процесса в зависимости от комбинаций возможных значений перечисленных влияющих параметров, которые фактически наблюдаются при течении технологического процесса. Данные массивы значений аппроксимированы аналитическими зависимостями, определяющими удельные содержания воды, метанола и газового конденсата по фазам потоков по точкам технологического процесса. По полученным зависимостям разработана оперативная модель и программа расчета фактических концентраций и количества ВМР по точкам ЦПГ №2, с помощью которой определяются содержание метанола, воды, газа и газового конденсата в любой фазе по любой точке технологического процесса.

С использованием расчета были выработаны следующие оптимизационные мероприятия, которые впоследствии были применены на практике:

- подача ВМР на «отдувку» в А-1 с концентрацией около 70 % масс. (ниже ранее поддерживаемой). Снижение концентрации подаваемого ВМР приводит к увеличению содержания воды в системе, что приводит к дополнительной экстракции метанола, растворенного в НК и газе на конечных ступенях разделения газа от жидкости в ЦПГ, а именно в А-2 и Р-2, и снижению содержания метанола в товарных потоках газа и газового конденсата;

- подача ВМР по точкам ЦПГ с концентрацией в пределах 78-82 % масс. (ниже ранее поддерживаемой), снижение расхода ВМР, подаваемого по точкам ЦПГ. К снижению потерь метанола с товарными потоками приводит снижение концентрация ВМР, подаваемого по точкам в результате причин, аналогичных снижению потерь в случае снижения концентрации ВМР на «отдувку» в А-1.

Проведение указанных мероприятий приводит к снижению потерь метанола с товарным газом и газовым конденсатом УКПГ-1В ЯНГКМ на 10÷20 %.

Существенным преимуществом данного способа является возможность автоматического управления подачей ингибитора образования гидратов в системах промысловой подготовки газа и газового конденсата. Это достигается определением расчетных зависимостей содержаний метанола и воды в газе, метанола в газовом конденсате, количества газового конденсата, изменения количества газа посредством результатов расчетного исследования на адаптированной расчетно-технологической модели технологического процесса, расчетом в реальном времени материального баланса по ингибитору, воде, газу и газовому конденсату с определением количества веществ по точкам и фазам, расчетом концентраций, предотвращающих образование гидратов по точкам. При этом данные расчеты интегрированы в АСУ ТП процесса и используют в качестве исходных данных значения с датчиков давлений, температур, расходов, концентраций ингибитора по потокам процесса. Оптимальные значения концентраций и количеств подаваемого раствора ингибитора по точкам впрыска, других влияющих параметров определяются итерационным подбором с обеспечением с одной стороны предотвращения гидратообразования, а с другой стороны снижением потерь метанола с товарными продуктами.

Указанные преимущества приводят к увеличению точности расчета необходимого расхода ингибитора по точкам по сравнению с известными аналогами. Автоматическая подача необходимого и достаточного количества ингибитора приводит к снижению общих безвозвратных потерь ингибитора с подготовленными газом, газовым конденсатом. Обеспечение работы систем подготовки газа и газового конденсата с меньшим образованием отложений гидратов приводит к понижению частоты аварийных ситуаций в результате перекрытия сечения трубопроводов и оборудования отложениями гидратов, что приводит к исключению снижения объемов добычи газа и газового конденсата, дополнительных потерь ингибитора, привлечения персонала и специальной техники к устранению гидратных пробок.

Изобретение относится к способу автоматического управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования в системах подготовки газа и газового конденсата. Техническим результатом является снижение общих безвозвратных потерь ингибитора, исключение аварийных ситуаций. Способ включает определение расчетных зависимостей содержаний метанола и воды в газе, метанола в газовом конденсате, количества газового конденсата, изменения количества газа посредством результатов расчетного исследования на адаптированной расчетно-технологической модели технологического процесса, расчетом в реальном времени материального баланса по ингибитору, воде, газу и газовому конденсату с определением количества веществ по точкам и фазам, расчетом концентраций, предотвращающих образование гидратов по точкам. Данные расчеты интегрированы в АСУ ТП процесса и используют в качестве исходных данных значения с датчиков давлений, температур, расходов, концентраций ингибитора по потокам процесса. Оптимальные значения концентраций и количеств подаваемого раствора ингибитора по точкам впрыска, других влияющих параметров определяются итерационным подбором с обеспечением с одной стороны предотвращения гидратообразования, а с другой стороны снижением потерь метанола с товарными продуктами. 2 табл.

Способ автоматического управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования в системах подготовки газа и/или газового конденсата, включающий дозированную подачу ингибитора по точкам технологического процесса, разделенного на технологические участки, где возможно образование гидратов, начало и/или конец которых оснащены датчиками контроля давления, температуры и расхода газа и/или газового конденсата, автоматизированную систему управления технологическими процессами АСУ ТП, которая опрашивает с заданной дискретностью датчики контроля давления, температуры и расхода газа в начале и/или конце технологических участков, датчики концентрации раствора подаваемого ингибитора, записывает полученную информацию в свою базу данных, далее АСУ ТП определяет расчетным путем значения необходимых расходов раствора ингибитора по точкам подачи технологических участков, используя записанную в базу данных информацию, математические модели соответствующих объектов подготовки газа и/или газового конденсата, расчетные зависимости содержания ингибитора и воды в фазах газожидкостных потоков, количества газового конденсата, изменения количества газа, после чего АСУ ТП передает полученные значения расходов в качестве уставки соответствующим пропорционально – интегрально - дифференцирующим регуляторам, которые направляют управляющий сигнал клапанам – регуляторам расхода ингибитора по точкам, отличающийся тем, что выполняется мониторинг фактического состояния технологического процесса подготовки газа и/или газового конденсата, включающий отбор и химический анализ проб газа, газового конденсата и раствора ингибитора по точкам технологического процесса, разработка расчетно-технологической модели технологического процесса подготовки газа, газового конденсата и ее адаптация по фактическим результатам химического анализа отобранных проб, проведение расчетного исследования, включающего определение значений удельных содержаний ингибитора и воды в газе, ингибитора в газовом конденсате, газового конденсата, изменения содержания газа в потоках с использованием адаптированной расчетно-технологической модели технологического процесса для всех возможных комбинаций значений технологических параметров, которые имеют наиболее существенное влияние на определяемые параметры, аппроксимация аналитическими зависимостями в виде регрессионных полиномов полученных массивов расчетных значений параметров, составление материального баланса технологического процесса по ингибитору, воде, газу и газовому конденсату с использованием полученных аналитических зависимостей, определение необходимых концентраций ингибитора для предупреждения гидратообразования по точкам технологического процесса, итерационный подбор значений количества раствора ингибитора, подаваемого по точкам процесса и его концентраций, других параметров процесса, которые возможно изменять в ходе ведения технологического процесса и которые влияют на потери метанола с товарными газом и/или газовым конденсатом, с учетом выполнения условия равенства или превышения значений фактических расчетных концентраций ингибитора с/над расчетными концентрациями ингибитора, предотвращающих гидратообразование по точкам, и условия минимизации расчетных потерь метанола с товарными газом и/или газовым конденсатом.