RU2709119C1 - Method for optimizing the process of washing the inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants - Google Patents
Method for optimizing the process of washing the inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants Download PDFInfo
- Publication number
- RU2709119C1 RU2709119C1 RU2019118019A RU2019118019A RU2709119C1 RU 2709119 C1 RU2709119 C1 RU 2709119C1 RU 2019118019 A RU2019118019 A RU 2019118019A RU 2019118019 A RU2019118019 A RU 2019118019A RU 2709119 C1 RU2709119 C1 RU 2709119C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bmp
- methanol
- gas
- low
- stage
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D3/00—Arrangements for supervising or controlling working operations
- F17D3/16—Arrangements for supervising or controlling working operations for eliminating particles in suspension
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
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.The invention relates to the field of preparation of natural gas and gas condensate for long-distance transport, in particular, to automatic control of washing an inhibitor from unstable gas condensate (NGC) in low-temperature gas separation (NTS) plants (hereinafter installation) located in the regions of the North of the Russian Federation.
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.].There is a method of automatically controlling the process of NTS gas at the installation, which allows you to wash water and NGC from the gas condensate mixture [see, p. 404, Isakovich R.Ya., Loginov V.I., Popadko V.E. Automation of production processes in the oil and gas industry. Textbook for high schools. M., Nedra, 1983, 424 pp.].
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).The disadvantage of this method is that in it the technological process of separating an aqueous solution of an inhibitor (ARI) from NGC is conducted “blindly”, which leads to unjustified losses of the inhibitor. In addition, the regulation of the process of diverting BPH from the separators of the installation fluids and maintaining the level in them is carried out by the positional method. Upon reaching the maximum level in any liquid separator, the shut-off valve at the outlet of the VRI outlet opens completely, and the liquid from the separator is discharged to a certain level, which is set by the passport data. After that, the shut-off valve closes completely. This principle of regulating the liquid level in the separators often causes self-oscillations of the process parameters at the installation, which, in turn, lead to unjustified losses of the inhibitor. As a result, the efficiency of the installation decreases and the quality of the supplied OGC to the main condensate pipeline (MCP) deteriorates.
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.].Closest to the technical nature of the claimed invention is a method of automatically controlling the process of the STS gas at the installation, which provides automatic maintenance of the specified parameters of gas separation on it [see, p. 360-366. E.B. Andreev, A.I. Klyuchnikov, A.V. Krotov, V.E. Popadko, I.Ya. Sharova. Automation of technological processes for the extraction and preparation of oil and gas. - M :, "Nedra", 2008, 399 pp.].
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.A significant drawback of this method is that in it the technological process of separation of SXI at the installation from NGC is conducted “blindly”, which leads to unjustified losses of the inhibitor. In addition, the regulation of the process of diverting BPH from the liquid separators of the installation and maintaining the level in them is carried out by the positional method. Upon reaching the maximum level in any liquid separator, the shut-off valve at the outlet of the VRI outlet opens completely and the liquid in the separator is discharged to a certain level, which is set by the passport data. After that, the shut-off valve closes completely. This principle of regulating the liquid level in the separators often causes self-oscillating processes of the technological parameters of the installation, which lead to unjustified losses of the inhibitor. As a result, the operating efficiency of the installation decreases and the quality of the supplied NGC to the consumer decreases.
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.The analysis of the material-component balance of the formation gas preparation in plants for the Achimov deposits showed that the bulk of the consumed methanol, which is used as an inhibitor in the North (about 69%) is lost with NGK [see Bilalov R.N. Optimization of methanol consumption // Questions of technical sciences in the light of modern research: Sat. Art. by mater. II-III int. scientific-practical conf. No. 2-3 (2). - Novosibirsk: SibAK, 2017. - S. 76-80]. Therefore, reducing methanol losses is one of the main tasks in the preparation of gas and gas condensate for long-distance transport, which requires its urgent solution.
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.To reduce the loss of methanol carried away by the OGC, they try to achieve its maximum washing from the OGC, which accumulates in the liquid separator of the last separation stage of the installation. For this purpose, taking into account the good solubility of methanol in water, it is washed with a low concentration water-methanol solution (BMP) obtained during the initial purification of the gas-liquid mixture at the plant. For this, BMP with a low concentration from the liquid separator of the first separation stage is sent to the input of the separator of the last separation stage, in which the resulting BMP and NGC are separated by settling under the action of gravity (due to the difference in the densities of these components). Dedicated BMP is sent for regeneration to return to the technology of preparing gas and gas condensate for long-distance transport, and OGC to the MCP.
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.However, the effectiveness of this process depends on the correct determination of the low concentration BMP required for the complete dissolution of methanol, which, together with the gas-condensate mixture, enters the liquid separator of the last separation stage. In fact, it is necessary to determine the saturation point of BMP obtained at the outlet of the separator of the last separation stage, passing through which the increase in the low concentration BMP flow from the first separation stage to the separator of the last separation stage no longer leads to an increase in the amount of methanol washed from NGC in BMP, which is discharged from the last liquid separator stages of separation of the installation for regeneration.
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.The determination of this moment is necessary, because excessive consumption of low concentration BMP supplied from the liquid separator of the first stage of gas separation to the last stage of separation will only lead to an increase in energy costs for the recovery of methanol, and its insufficient supply will lead to irreplaceable losses of methanol due to entrainment along with NGK.
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.The aim of the invention is to increase the efficiency of the installation - improving the quality of the OGC supplied to the MCP, minimizing the loss of methanol carried away from the OGC, reducing energy costs for the process of methanol regeneration.
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.The technical result achieved by the implementation of the claimed invention is the automatic maintenance of the maximum possible washing of methanol from the oil and gas complex with minimal energy consumption for maintaining the methanol regeneration process while observing the technological norms and limitations provided by the technological regulations of the installation, providing a significant improvement in the quality of the oil and gas complex supplied to the MCP.
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.The indicated problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the automated process control system (ACS TP) of the installation implements the method of optimizing the washing process of the inhibitor from OGC on gas NTS installations. It ensures that the process parameters for the preparation of gas and gas condensate for long-distance transport are set by the technological regulations. In this case, BMP is separated from OGC in gas separators and liquid separators of the first and second stages of gas separation. In the liquid separator of the second stage of gas separation, methanol is washed from the condensate in the BMP. This BMP is sent for methanol recovery, which is returned to the process of preparing gas and gas condensate for long-distance transport, and the OGC is sent to the MCP. For washing methanol, an optimal BMP flow rate with a low methanol concentration is used, which is taken from the liquid separator of the first gas separation stage. This BMP with a low concentration of methanol is sent through a control valve and an injector for injection into the total flow of a mixture of BMP and NGK from the intermediate and low-temperature gas separators. The resulting mixture is sent to the liquid separator of the second stage of gas separation, where methanol is washed from NGK to 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.To do this, when the unit is put into operation, the automatic process control system begins to search for the optimal BMP flow rate with a low methanol concentration, which is necessary to achieve the maximum possible washing of methanol in the second-stage liquid separator from OGC to BMP, allocated for regeneration. BMP with a low concentration of methanol is supplied from the liquid separator of the first gas separation stage through the control valve to the injector injection inlet and injected into the combined mixture of NGC and BMP coming from the intermediate and low-temperature gas separators to the injector inlet. ACS TP, by regulating the BMP flow rate with a low methanol concentration, determines its minimum value, at which the maximum possible washing of methanol in the second-stage liquid separator from OGC to BMP, which is recovered for regeneration, is achieved. After that, the automatic process control system fixes the found value of the optimal BMP flow rate with a low methanol concentration in the form of a set point and fixes it in its database. Further, automatically, in the PID control mode, the automatic process control system supports the supply of the found optimal BMP flow rate with a low methanol concentration for injection into the combined NGC and BMP flow entering the injector from the intermediate and low-temperature gas separators. This support for delivering an optimal BMP flow rate with a low methanol concentration is carried out until a significant change in the process parameters or a command is received to implement the next search cycle for a new setpoint for a BMP optimal flow rate setting with a low methanol concentration injected into the combined stream of NGC and BMP mixture supplied to the injector inlet.
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.To find the optimal BMP flow rate setting with a low concentration of methanol injected into the combined stream of NGC and BMP mixture, the automated process control system uses a sensor to control the amount of methanol in BMP, which is diverted to regeneration and installed on its supply line from the second-stage liquid separator. The automated process control system also uses a control valve located on the BMP injection line with a low concentration of methanol into the injector. With the help of this control valve, the automatic process control system with a given discreteness in time and quantization rate for the flow increases the BMP supply with a low methanol concentration to the injector injection input. ACS TP continues this process until the amount of methanol contained in the BMP at the outlet of the liquid separator of the second gas separation stage ceases to increase. After that, the automatic process control system returns this control valve one step back and fixes the found value of the BMP flow rate with a low methanol concentration as the setpoint for controlling its injection into the total flow of the mixture of NGC and BMP coming from the intermediate and low-temperature gas separators into the injector.
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.After that, the automatic process control system, using this setting and the readings of the methanol amount measurement sensor in the BMP allocated for regeneration, regulates the injection of BMP with a low concentration of methanol into the stream of NGC and BMP mixture, which enters the injector from the intermediate and low-temperature gas separators. The total flow from the injector is directed to the liquid separator of the second stage of gas separation, where methanol is washed from NGC to 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.After a predetermined period of time has elapsed, either with a significant change in the process parameters or with the receipt of the next command from the installation operator, the automatic process control system implements a new search cycle for the BMP injection setpoint with a low methanol concentration into the injector. For this purpose, an automatic process control system, using a control valve, located on the BMP low-methanol concentration supply line to the injector, with a given discreteness in time and flow quantization level, reduces the BMP low-methanol supply from the liquid separator of the first gas separation stage to the separator liquids of the second stage of gas separation. At the same time, with the help of the methanol amount control sensor in BMP installed on the BMP regeneration supply line, the automated process control system monitors the amount of methanol washed in the BMP discharged from the liquid separator of the second stage of gas separation for regeneration. And as soon as the system detects a decrease in the amount of washed methanol in the BMP allocated for regeneration, it stops the process of reducing BMP consumption with a low methanol concentration from the liquid separator of the first gas separation stage to the liquid separator of the second gas separation stage. After that, the automatic process control system starts the setpoint search process similar to putting the unit into operation, but taking into account the current position of the control valve located on the BMP supply line to the injector injection input.
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.The automatic process control system, after determining and fixing the setpoint for the BMP flow with a low methanol concentration, is fed to the injector injection input SP and feeds it to the input of the SP PID controller for maintaining the BMP flow coming from the liquid separator of the first gas separation stage to the injector injection input. At the same time, the feedback value PV of the same PID controller receives the measured value of the actual BMP flow rate with a low methanol concentration, controlled by a flowmeter installed at the injector injection input. As a result of processing these parameters, a control signal is generated at the CV output of this PID controller, which controls the BMP flow with a low concentration of methanol supplied to the injector injection input.
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.The liquid level in the liquid separator of the first stage of gas separation is supported by a PID controller that controls the flow of the BMP part with a low methanol concentration for disposal. For this, at its input of the SP task, the automatic process control system submits a setpoint corresponding to the recommended operating passport value of the liquid working level in the liquid separator of the first gas separation stage. At the same time, the feedback value PV of the same PID controller is supplied with the value of the current liquid level measured by the BMP level sensor installed in this liquid separator. As a result of processing these parameters, at the CV output of this PID controller, a control signal is generated for the controller valve, which controls the BMP stream with a low methanol concentration for disposal.
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.The liquid level in the liquid separator of the second stage of gas separation is supported by a PID controller that controls the flow of BMP directed to the recovery of methanol. To this end, the control system submits a setpoint to its input SP, which corresponds to the recommended operating level of the liquid level in the liquid separator of the second gas separation stage recommended by the installation certificate. At the same time, the feedback value PV of the same PID controller is supplied with the value of the current liquid level, measured by the level sensor installed in this liquid separator of the second stage. As a result of processing these parameters, at the CV output of this PID controller, a control signal is generated for the controller valve, which controls the BMP flow directed to the recovery of methanol.
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.In the event that the working body reaches one of the control valves operating under the control of the corresponding PID controllers, the automated process control system generates a message about this to the operator with a proposal to change the operating mode of the NTS installation.
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:In FIG. Figure 1 is a schematic flow diagram of a two-stage low-temperature gas separation unit used in integrated gas treatment plants for oil and gas condensate fields in the North, in particular, Yamburg and Zapolyarny. In FIG. 2 shows a block diagram of the automatic control of the installation. In the indicated FIG. the following notation is used:
1 - входная линия установки;1 - input line installation;
2 - сепаратор-пробкоуловитель первой ступени сепарации газа;2 - cage-separator of the first stage of gas separation;
3 - сепаратор газа первой ступени сепарации газа;3 - gas separator of the first stage of gas separation;
4 - датчик уровня BMP, установленный в разделителе жидкостей 5 первой ступени сепарации газа;4 - BMP level sensor installed in the
5 - разделитель жидкостей первой ступени сепарации газа;5 - liquid separator of the first stage of gas separation;
6 - клапан-регулятор подержания уровня BMP в разделителе жидкостей 5 первой ступени сепарации газа;6 - valve-regulator for maintaining the level of BMP in the
7 - клапан-регулятор расхода BMP с низкой концентрацией метанола, поступающего на вход инжекции инжектора 13;7 - valve-regulator flow BMP with a low concentration of methanol fed to the input of the injection of the
8 - датчик измерения массового расхода BMP с низкой концентрацией метанола, поступающего на вход инжекции инжектора 13;8 - sensor measuring the mass flow rate of BMP with a low concentration of methanol supplied to the input of the injection of the
9 - клапан-регулятор подержания уровня BMP в разделителе жидкостей 11 второй ступени сепарации газа;9 - valve-regulator for maintaining the level of BMP in the
10 - датчик измерения количества метанола в BMP, отводимом на регенерацию;10 - a sensor for measuring the amount of methanol in BMP allocated for regeneration;
11 - разделитель жидкостей второй ступени сепарации газа;11 - liquid separator of the second stage of gas separation;
12 - датчик уровня BMP, установленный в разделителе жидкостей 11 второй ступени сепарации газа;12 - BMP level sensor installed in the
13 - инжектор;13 - injector;
14 - рекуперативный теплообменник «газ-конденсат»;14 - recuperative gas-condensate heat exchanger;
15 - рекуперативный теплообменник «газ-газ»;15 - recuperative heat exchanger "gas-gas";
16 - промежуточный сепаратор газа;16 - intermediate gas separator;
17 - редуцирующий штуцер;17 - reducing fitting;
18 - магистральный газопровод (МГП);18 - main gas pipeline (MGP);
19 - низкотемпературный сепаратор газа;19 - low temperature gas separator;
20 - МКП;20 - INC;
21 - АСУ ТП установки.21 - ACS TP installation.
22 - сигнал с датчика уровня 4 BMP в разделителе 5;22 - signal from the level sensor 4 BMP in the
23 - сигнал задания уровня BMP в разделителе 5;23 - signal to set the BMP level in the
24 - сигнал датчика уровня 12 BMP в разделителе 11;24 - signal of the level sensor 12 BMP in the
25 - сигнал задания уровня BMP в разделителе 11;25 - signal to set the BMP level in the
26 - сигнал с расходомера 8, контролирующего поступление BMP в инжектор 13;26 is a signal from a flowmeter 8 that controls the flow of BMP into the
27 - сигнал задания расхода BMP, поступающего из разделителя 5 в разделитель 11;27 is a signal for setting the flow rate of BMP coming from
28 - ПИД-регулятор поддержания уровня BMP в разделителе 5;28 - PID-regulator maintain the level of BMP in the
29 - ПИД-регулятор поддержания уровня BMP в разделителе 11;29 - PID-regulator maintain the level of BMP in the
30 - ПИД-регулятор поддержания расхода BMP, поступающего из разделителя 5 в разделитель 11;30 - PID controller to maintain the flow of BMP coming from the
31 - сигнал управления, подаваемый на клапан-регулятор 6;31 - control signal supplied to the control valve 6;
32 - сигнал управления, подаваемый на клапан-регулятор 9;32 - control signal supplied to the
33 - сигнал управления, подаваемый на клапан-регулятор 7 расхода BMP, поступающего в инжектор 13.33 is a control signal supplied to the valve-regulator 7 of the BMP flow entering the
Способ автоматического управления процессом отмывки ингибитора из НГК на установках НТС газа реализуют следующим образом.A method for automatically controlling the washing process of an inhibitor from OGC at the NTS gas installations is implemented as follows.
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.The extracted gas-liquid mixture through the inlet line 1 of the installation enters the
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.In the separator-
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.After further purification from dropping moisture and formation fluid, the gas-liquid mixture from the outlet of the
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.In the liquid separators of the first and second stages of gas separation (5 and 11, respectively), the mixture of liquids is separated into BMP and NGK and its degassing occurs. The streams of gas extracted from the OGC (weathered gas) from the liquid separators of the first and second stages of gas separation are combined and transported for utilization or compression and supplied to the IHP 18. Of these separators, the OGK flows are also combined and diverted for transportation to the
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.To ensure maximum washing of methanol from OGC to BMP using the lowest possible BMP flow rate with a low methanol concentration,
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.BMP with a low concentration of methanol comes from the
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.As soon as the amount of methanol contained in the BMP at the outlet of the
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.Subsequently, the search and determination of the saturation point of BMP methanol allocated for regeneration is carried out periodically either when the operating mode of the installation changes, or at the command of the operator. At the same time, the automatic
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.When the unit is put into operation, the automatic process control system searches for the optimal BMP flow rate setting with a low methanol concentration sufficient to maximize the washing of methanol from the OGC in the
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.The search is performed for the current parameters of the technological process of preparing gas and gas condensate for long-distance transport, the values of which, due to the significant inertia of the technological process, are usually stable.
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.The consumption of BMP with a low concentration of methanol from the
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.Due to this, BMP with a low concentration of methanol is evenly mixed with the combined stream of NGC-BMP mixture coming from the
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.To exclude the occurrence of self-oscillating processes, i.e. “Buildup” of the technological process at the installation, its parameters are controlled using
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.The actual value of the BMP level in the
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.The actual value of the BMP level in the
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.If an operating position of any valve regulator is reached, the
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.The settings for the PID controllers used are carried out by the operating personnel at the time the system is put into operation for a specific operating mode of the installation according to the method described, for example, in the Encyclopedia of ACS TP, paragraph 5.5, PID controller, resource: 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.A method for optimizing the washing process of an inhibitor from OGC at gas NTS installations in the North of the Russian Federation was implemented at Gazprom PJSC Gazprom dobycha Yamburg at the Zapolyarnoye gas condensate field at UKPG 1 V and UKPG 2 V. The operation results showed its high efficiency. The claimed invention can be widely used in other existing and newly developed gas condensate fields of the Russian Federation.
Применение данного способа позволяет:The application of this method allows you to:
- 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;- in real time, under various operating conditions of the installation, automatically maintain the maximum level of methanol washing from the oil and gas complex when conducting the technological process at the installation in the North in compliance with technological standards and restrictions provided for by its technological regulations;
- значительно сократить потери метанола на установке;- significantly reduce the loss of methanol in the installation;
- существенно повысить качество подаваемого НГК в МКП;- significantly improve the quality of supplied NGK in the INC;
- снизить энергозатраты на ведение технологического процесса регенерации метанола.- reduce energy consumption for the maintenance of the methanol recovery process.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019118019A RU2709119C1 (en) | 2019-06-10 | 2019-06-10 | Method for optimizing the process of washing the inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019118019A RU2709119C1 (en) | 2019-06-10 | 2019-06-10 | Method for optimizing the process of washing the inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2709119C1 true RU2709119C1 (en) | 2019-12-16 |
Family
ID=69006846
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019118019A RU2709119C1 (en) | 2019-06-10 | 2019-06-10 | Method for optimizing the process of washing the inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2709119C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2743711C1 (en) * | 2020-07-14 | 2021-02-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for optimizing the process of washing the inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants of oil and gas condensate fields of the north of russia |
| RU2743726C1 (en) * | 2020-07-14 | 2021-02-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for optimizing the process of washing the inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants of oil-and-gas condensate fields in the north of the russian federation |
| RU2768436C1 (en) * | 2020-12-09 | 2022-03-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for optimizing process of washing inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants of oil and gas condensate fields in the north of russian federation |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6016667A (en) * | 1997-06-17 | 2000-01-25 | Institut Francais Du Petrole | Process for degasolining a gas containing condensable hydrocarbons |
| US6767388B2 (en) * | 2001-03-29 | 2004-07-27 | Institut Francais Du Petrole | Process for dehydrating and fractionating a low-pressure natural gas |
| RU2476789C1 (en) * | 2011-08-24 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation |
| RU2680532C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-02-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes with the use of turboexpander aggregate on the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
| RU2685460C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-04-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes of the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
-
2019
- 2019-06-10 RU RU2019118019A patent/RU2709119C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6016667A (en) * | 1997-06-17 | 2000-01-25 | Institut Francais Du Petrole | Process for degasolining a gas containing condensable hydrocarbons |
| US6767388B2 (en) * | 2001-03-29 | 2004-07-27 | Institut Francais Du Petrole | Process for dehydrating and fractionating a low-pressure natural gas |
| RU2476789C1 (en) * | 2011-08-24 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation |
| RU2680532C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-02-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes with the use of turboexpander aggregate on the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
| RU2685460C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-04-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes of the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2743711C1 (en) * | 2020-07-14 | 2021-02-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for optimizing the process of washing the inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants of oil and gas condensate fields of the north of russia |
| RU2743726C1 (en) * | 2020-07-14 | 2021-02-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for optimizing the process of washing the inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants of oil-and-gas condensate fields in the north of the russian federation |
| RU2768436C1 (en) * | 2020-12-09 | 2022-03-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for optimizing process of washing inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants of oil and gas condensate fields in the north of russian federation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2709119C1 (en) | Method for optimizing the process of washing the inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants | |
| EP3456398B1 (en) | Flue gas condensation water extraction system | |
| RU2680532C1 (en) | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes with the use of turboexpander aggregate on the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions | |
| RU2709044C1 (en) | Method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of extreme north | |
| RU2700310C1 (en) | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate, supplied to main condensate line, at installations of low-temperature gas separation in areas of extreme north | |
| RU2697208C1 (en) | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate supplied to main condensate line, using turboexpander unit, in installations of low-temperature gas separation in areas of extreme north | |
| CN105498497A (en) | Flue gas desulfurization and denitration integrated equipment controlled through multiple variables and control method thereof | |
| CN105731574A (en) | Evaporation treatment controlling method for wastewater from wet flue gas desulfurization | |
| RU2709045C1 (en) | Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit | |
| CN213160199U (en) | Closed-loop control's desulfurization system | |
| RU2743726C1 (en) | Method for optimizing the process of washing the inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants of oil-and-gas condensate fields in the north of the russian federation | |
| CN210699398U (en) | Waste gas condensation recovery treatment equipment | |
| RU2768436C1 (en) | Method for optimizing process of washing inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants of oil and gas condensate fields in the north of russian federation | |
| CN108126517B (en) | A kind of hydrolysis of power plant is for ammonia denitrating system and its control method | |
| RU2743711C1 (en) | Method for optimizing the process of washing the inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants of oil and gas condensate fields of the north of russia | |
| CN203648379U (en) | Automatic urea-adding device for selective non-catalytic reduction flue gas denitrification | |
| CN209369780U (en) | A kind of closed-loop control system of frequency conversion pumping unit | |
| CN111450622B (en) | Demister flushing system capable of automatically adjusting water balance of desulfurizing tower and control method | |
| CN111841259B (en) | Control system and method for circulating absorption process of ammonia absorption tower | |
| CN108328588A (en) | A kind of helium online recycling equipment for purifying | |
| RU2755099C1 (en) | Method for automatic control of low-temperature gas separation at oil and gas condensate fields in the north of the russian federation | |
| CN106362555B (en) | Process gas purifying treatment method | |
| RU2768443C1 (en) | Method for automatic maintenance of unstable gas condensate density supplied to the main condensate pipeline at low-temperature gas separation plants in the far north | |
| RU2775126C1 (en) | Method for automatically maintaining the density of unstable gas condensate at the output of low-temperature gas separation units of the northern petroleum and gas condensate fields of the russian federation | |
| RU2811555C1 (en) | Method for automatic control of gas drying process in multifunctional absorbers of complex gas treatment plants |