CC BY
18РАЗРАБОТКА ИНТЕРАКТИВНОЙ МОДЕЛИ ПРОЦЕССА АБСОРБЦИИ КОМПОНЕНТОВ НЕФТЯНОГО ГАЗА
УДК 665.632+51-7
С.Н. Колокольцев, к.т.н., ООО «ЛУКОЙЛ-Приморьенефтегаз» (Астрахань, РФ), skolokolcev@mail.ru
А.Ю. Аджиев, д.т.н., проф., АО «НИПИгазпереработка» (Краснодар, РФ), ali.adzhiev@gmail.com
Е.А. Кантор, д.х.н., проф., ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»
(Уфа, РФ), evgkantor@mail.ru
Эффективность управления технологическим процессом абсорбции целевых углеводородных компонентов из нефтяного газа (отбензинивание нефтяного газа) на газоперерабатывающих заводах определяет уровень отборов углеводородов С3+ и, соответственно, объемы производства товарной продукции.
На установках, где отсутствуют автоматизированные системы управления технологическим процессом, ручное регулирование осуществляется операторами на основании показаний измерительных приборов. В условиях одновременного изменения нескольких параметров ручное регулирование особенно затруднительно из-за их взаимного влияния на качество отбензинивания газа. В определенный момент времени каждый параметр абсорбции принимает значение из своего возможного интервала. Установить наличие связей параметров и степень их взаимного влияния возможно с помощью методов корреляционно-регрессионного анализа. В результате проведенного анализа временных рядов технологических показателей на действующей установке масляной абсорбции выявлены закономерности влияния состава сырья, абсорбента, температур и расходов потоков, погодных условий на величину отборов целевых компонентов из нефтяного газа.
Полученные данные позволили разработать интерактивную модель процесса для расчета выходных значений в зависимости от изменения входных параметров абсорбции. С целью разработки модели предложена соответствующая последовательность анализа и обработки временных рядов. Для установления количественных связей между результативными и факторными признаками проведен расчет уравнений регрессии.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: НЕФТЯНОЙ ГАЗ, АБСОРБЦИЯ, ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД, МОДЕЛЬ ПРОЦЕССА, ВРЕМЕННЫЕ РЯДЫ, КОРРЕЛЯЦИОННО-РЕГРЕССИОННЫЙ АНАЛИЗ.
Отбензинивание нефтяного газа на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) в середине прошлого века осуществлялось в основном с использованием маслоабсорб-ционных установок (МАУ). Такие установки введены в эксплуатацию на Туймазинском (1953 г.), Шкаповском (1959 г.), Долинском (1961 г.), Коробковском ГПЗ (1966 г.), которые работают до настоящего времени. На этих заводах МАУ совместно с газофракционирую-щей установкой входят в единый технологический блок - абсорб-ционно-газофракционирующую установку.
Уровень отборов целевых углеводородных компонентов С3+ на
ГПЗ и, соответственно, объемы производства товарной продукции зависят от эффективности процесса отбензинивания нефтяного газа. Фактические показатели извлечения углеводородных компонентов на установках могут оказаться ниже проектных из-за отклонений от технологического режима и износа технологического оборудования. Кроме того, компонентный состав нефтяного попутного газа, подаваемого на ГПЗ, может меняться с увеличением срока эксплуатации месторождений, а расход - уменьшаться. Недостаточная эффективность работы оборудования холодильных установок, градирен,особен-
но в летнее время, также может приводить к снижению отборов С3+ из газа [1, 2].
Коробковский ГПЗ - первое профильное предприятие в Нижнем Поволжье по переработке газа и промыслового конденсата. В начале 2000-х гг. на заводе проведена модернизация технологического оборудования различного назначения. Вместе с тем режимные параметры МАУ обеспечиваются, как и прежде, за счет применения регулирующих приборов на ручном управлении и задвижек, автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) на установке отсутствует.
S.N. Kolokoltsev, Candidate of Sciences (Engineering), LUKOIL-Primorieneftegaz LLC (Astrakhan, Russian Federation), skolokolcev@mail.ru
A.Yu. Adzhiev, Doctor of Sciences (Engineering), Professor, NIPIgazpererabotka JSC (Krasnodar, Russian Federation), ali.adzhiev@gmail.com
E.A. Kantor, Doctor of Sciences (Chemistry), Professor, Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Ufa State Petroleum Technological University" (Ufa, Russian Federation),
evgkantor@mail.ru
Development of an interactive model of the absorption of the petroleum gas components
The efficiency of control of the absorption industrial process of target hydrocarbon components from petroleum gas (stripping of petroleum gas) at the gas processing plants determines the level of C3+ hydrocarbon extraction and, correspondingly, the production volumes of commercial products.
At the units where there are no automated control systems of industrial process, the manual control is carried out by operators based on instrument readings. Under the conditions of simultaneous change of several parameters, manual regulation is especially difficult because of their mutual influence on the quality of gas stripping. At a certain point in time, each absorption parameter takes a value from its possible interval. It is possible to determine the parameter association and the degree of their mutual influence using the methods of correlation and regression analysis.
As a result of the analysis of the time series of technological indicators at the current oil absorption unit, the dependences of influence of the raw material composition, absorbent, temperatures and flow rates, as well as weather conditions, on the amount of extraction of the target components from the petroleum gas were revealed.
The obtained data allowed to develop an interactive model of the process for calculation of the output values depending on changes in input absorption parameters. In order to develop a model, an appropriate sequence of analysis and processing of time series has been proposed. The regression equations are calculated to establish quantitative relationships between effective and factorial characteristics.
KEYWORDS: PETROLEUM GAS, ABSORPTION, GAS PROCESSING PLANT, PROCESS MODEL, TIME SERIES, CORRELATION AND REGRESSION ANALYSIS.
Каждый показатель процесса абсорбции в определенное время принимает какое-либо значение из своего возможного интервала. Представляется возможным рассмотреть характер связи фактических параметров абсорбции не как функциональный, а как стохастический, и применить методы корреляционного анализа для исследования временных рядов технологических параметров. Коэффициент корреляции является статистическим показателем, который не содержит предположения, что изучаемые величины находятся в причинно-следственной связи, а имеют только сходства. Поэтому интерпретация корреляционной зависимости основывается только на информации физико-химического характера изучаемого процесса [3]. Такой подход позволит определить степень зависимости между фактическими технологическими параметрами абсорбции и выявить особенности процесса.
Работа нацелена на определение степени влияния параметров
нефтяного газа, абсорбента, температур технологических потоков и оборотной воды, показателей погодных условий в зимнее время года на величину отборов С3+ из газа на примере Коробковско-го ГПЗ,разработку интерактивной модели процесса абсорбции с использованием методов корреляционно-регрессионного анализа.
АНАЛИЗ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА АБСОРБЦИИ
Поглощение абсорбентом компонентов С3+ из нефтяного газа на МАУ Коробковского ГПЗ происходит в колонне с клапанными тарелками. Проектный уровень извлечения целевых углеводородов составляет 90 % при их содержании в нефтяном газе 277 г/м3 и температуре подачи газа и абсорбента в колонну -10 °С.
Обработка временных рядов параметров отбензинивания нефтяного газа проведена с использованием генератора электронных таблиц Excel.
Показатели работы МАУ Коробковского ГПЗ круглосуточно вруч-
ную через каждый час записываются операторами в режимные листы. Такой способ регистрации технологических параметров может влиять на истинность зафиксированных значений. Но в рассматриваемом случае режимные листы - единственный источник данных о работе установки.
Параметры из режимных листов за период с 01.12.2017 г. по 30.12.2017 г. занесены в таблицу, содержащую 720 строк и 42 столбца с показателями состава газа, разгонки абсорбента,температуры, давления, расхода, характеризующими работу оборудования и состояние технологических потоков через каждый час работы. В табл. 1 приведена часть исходных данных при стабильной работе МАУ.
На основании данных временных рядов построены графики изменения технологических параметров, наиболее значимые из которых приведены на рис. 1-5.
Понижение температуры окружающей среды от среднего значения -5 °С до -15 °С привело
Таблица 1. Исходные данные процесса абсорбции (некоторые показатели) Table 1. Initial data of absorption (some indicators)
Содержание жидких компонентов в, г/м3 Content of liquid components in, g/m3 Отбор из нефтяного газа, г/м3 Extraction from petroleum gas, g/m3 Абсорбер Absorber
Дата Date Время Time нефтяном газе отбензиненном Расход нефтяного
petroleum gas газе stripped gas С3Н8 '•-С4Н!0 П-С4Н10 верха top середины middle низа bottom газа, м3/ч Gas flow rate, m3/h
01.12.2017 1:00 272 91 74 26 50 21 14 46 000
01.12.2017 2:00 271 91 74 26 50 21 14 46 000
01.12.2017 3:00 270 90 74 25 50 21 14 46 000
01.12.2017 4:00 269 90 75 25 50 21 14 46 000
01.12.2017 5:00 268 90 75 25 50 21 14 46 000
01.12.2017 6:00 267 90 75 24 50 21 14 46 000
01.12.2017 7:00 266 89 75 24 50 21 14 46 000
01.12.2017 8:00 265 89 75 24 50 21 14 45 000
-25
Время, ч Time, h
— Температура оборотной воды, °C — Температура окружающего воздуха, X Temperature of back water, °C Ambient temperature, °C
Рис. 1. Температуры окружающего воздуха и оборотной воды за период с 01.12.2017 г. по 30.12.2017 г. Fig. 1. Temperatures of ambient air and back water for the period from December 1, 2017, to December 30, 2017
к понижению уровня средних значений температуры заводской оборотной воды с 25 до 17 °С (см. рис. 1). Соответственно, снизились в среднем на 5 °С температуры охлаждения нефтяного газа и регенерированного абсорбента на входе в абсорбер (см. рис. 2). Выявлена нестабильность температуры нефтяного газа на выходе из пропанового холодильника Х-1 перед подачей газа в колонну, что можно объяснить отсутствием автоматического регулирования расхода жидкого пропана в холодильник. Подача пропана осуществляется вручную задвижкой.
Снижение температуры газа и абсорбента предполагает и соответствующее уменьшение температур в колонне в процессе аб-сорбции. Вместе с тем на рис. 3 видно, что температуры в абсорбере, наоборот, увеличились в среднем на 5 °С. Объяснить данное несоответствие можно, сопоставив графики на рис. 3 и 4 по точкам на осях абсцисс. Динамика изменения расхода нефтяного газа на рис. 4 сопоставима с изменениями температур по высоте абсорбера, особенно внизу колонны, куда подается сырой газ. Увеличение расхода газа со среднего значения 46 000 до 50 000 м3/ч приводит
к росту температур по высоте ко -лонны в среднем на 5 °С.
С увеличением температур абсорбции содержание жидких компонентов в отбензиненном газе увеличивается со среднего значения 85 до 95 г/м3, что свидетельствует о снижении уровня отборов компонентов С3+ из нефтяного газа при постоянном расходе орошения в колонне 50 т/ч и давлении 3,5 МПа (см. рис. 5). Уменьшение массы отборов С3+ составляет око -ло 460 кг/ч при расходе нефтяного газа 46 000 м3/ч.
Графики разгонки регенерированного абсорбента показывают относительную равномерность
Время, ч Time, h
Х-1, вход, охлаждение сырого газа в К-1, °С Kh-1, input, raw gas cooling in К-1, X Х-1, выход, охлаждение сырого газа в К-1, °С Kh-1, output, raw gas cooling in К-1, X
— X-2, вход, охлаждение абсорбента в К-1, X Kh-2, input, absorbent cooling in К-1, X
— X-1-3, выход, охлаждение абсорбента в К-1, X Kh-1-3, output, absorbent cooling in К-1, X
Рис. 2. Температуры охлаждения нефтяного газа и регенерированного абсорбента за период с 01.12.2017 г. по 30.12.2017 г.
Fig. 2. Temperatures of cooling of petroleum gas and regenerated absorbent for the period from December 1, 2017, to December 30, 2017
33
c_3 cj 28
S °s 23 as iB
1 îV^Vw
Температура верха абсорбера, X Temperature of the absorber top, X
Время, ч Time, h
Температура середины абсорбера, X Temperature of the absorber middle, X
Температура низа абсорбера, X Temperature of the absorber bottom, X
Рис. 3. Температуры по высоте абсорбера за период с 01.12.2017 г. по 30.12.2017 г.
Fig. 3. Temperatures on the absorber height for the period from December 1, 2017, to December 30, 2017
*х 51
ш "го 49
% 47
^ V» 45
о> F 43
э си s 41
JLQ
E
Ш
XL
LJ V "W1
TT
±
Время, ч Time, h
Рис. 4. Расход нефтяного газа за период с 01.12.2017 г. по 30.12.2017 г.
Fig. 4. Petroleum gas flow rate for the period from December 1, 2017, to December 30, 2017
температур выхода легких и тяжелых фракций и нестабильность температур выхода средних фракций. Температура выхода каждой легкой и тяжелой фракции может изменяться на 20 °С. Температура
выхода каждой средней фракции может изменяться на 40 °С.
Содержание пропана, /-бутана, п-бутана в нефтяном и отбен-зиненном газе характеризуется соответствием величин для каж-
дого показателя с небольшими отклонениями.
В результате анализа динамики и взаимного влияния показателей технологических потоков можно сделать вывод о том, что
Содержание жидких компонентов в нефтяном газе, г/м3 Content of liquid components in petroleum gas, g/m3 Содержание жидких компонентов в отбензиненном газе, г/м3 Content of liquid components in the stripped gas, g/m3
Отбор жидких компонентов из нефтяного газа, г/м3 Extraction of liquid components from petroleum gas, g/m3
Рис. 5. Содержание жидких компонентов в нефтяном и отбензиненном газе, отбор из газа компонентов С3+ за период с 01.12.2017 г. по 30.12.2017 г.
Fig. 5. Content of liquid components in the petroleum gas and stripped gas, extraction of C3+ components from gas for the period from December 1, 2017, to December 30, 2017
Компонентный состав отбензиненного газа, г/м3 Component composition of stripped gas, g/m3 Абсорбер Absorber Температура Погода Weather
Параметр Parameter Температура, °С Temperature of the, °С Давление, Расход орошение, обоы, °С " Back water Температура окружающего Сила
O2 N2 CH4 C2 H C3H8 ''-C,H1D n-C4H10 C5H12+ T середины middle bottom Pressure, MPa газа, м3/ч Gas flow rage, m3/h Overflash consumption, kg/h temperature, °С Ambient air temperature, °С Wind power, m/s
O2 1,00
â N2 -0,29 1,00
s © CH4 -0,11 -0,14 1,00
P S % C2H6 0,13 -0,27 -0,68 1,00
■s £ £ C3H8 0,13 -0,15 -0,61 0,15 1,00
Sl- -0,09 -0,14 -0,33 -0,02 0,49 1,00
ipon! n-C„Hi0 -0,06 -0,29 -0,12 -0,19 0,29 0,61 1,00
álsl C5HE, 0,04 -0,17 -0,21 -0,13 0,13 0,35 0,66 1,00
т 0,06 -0,30 0,03 -0,35 0,29 0,50 - 0,64 1,00
Ii середины middle 0,06 -0,29 0,01 -0,33 0,29 0,50 0- 0,63 1,00
Tempe the, °С bottom -0,04 -0,10 -0,12 -0,31 0,38 0,51 0,70 0,60 1,00
Давление, МПа Pressure, MPa 0,02 0,07 -0,08 -0,01 0,13 -0,01 -0,08 -0,05 -0,02 0,00 0,02 1,00
Расход нефтяного газа, м3/ч Gas flow rage, m3/h -0,03 0,04 -0,14 -0,24 0,38 0,35 0,35 0,33 0,45 0,44 0,60 0,08 1,00
Абсорбер Absorber Overflash kg/h onsumption, 0,02 -0,02 0,03 -0,03 0,00 0,03 -0,01 0,02 0,02 0,02 0,01 0,02 0,04 1,00
Температура оборотной воды, °С Back water temperature, °С -0,21 0,31 0,05 0,19 -0,32 -0,40 -0,55 -0,49 -0,74 -0,73 -0,55 0,07 -0,19 -0,03 1,00
Температура окружающего воздуха, °С Ambient air temperature, °С -0,03 0,44 -0,24 0,03 0,26 -0,23 -0,53 -0,31 -0,44 -0,42 -0,15 0,19 0,11 0,01 0,38 1,00
= г Сила ветра, м/с Wind power, m/s 0,14 -0,31 0,06 -0,07 -0,08 0,37 0,50 0,46 0,50 0,51 0,33 -0,18 -0,13 0,08 -0,50 -0,57 1,00
Шкала Чеддока Chaddock's scale
Минимальное значение Minimum Параметр Parameter Максимальное значение Maximum Связь параметров Parameter association
-1,000000 * Р * 0,099999 Нет Not
0,100000 * Р * 0,299999 Слабая Weak
0,300000 * Р * 0,499999 Moderate
0,500000 * Р * 0,699999 Заметная Noticeable
Высокая High
Сильная
Рис. 6. Корреляционное поле параметров абсорбции Fig. 6. Correlation field of absorption parameters
на уровень отборов компонентов С3+ существенно влияет расход нефтяного газа: при увеличении объемов подачи газа, несмотря на уменьшение температуры его охлаждения, температуры абсорбции увеличиваются и уровень отборов уменьшается.
КОРРЕЛЯЦИОННЫЕ ЗАВИСИМОСТИ ПАРАМЕТРОВ АБСОРБЦИИ
Корреляционное поле параметров (рис. 6) позволяет оценить парные зависимости показателей абсорбции. Для удобства визуального восприятия и анализа данных в Excel создана опция изменения цвета ячеек в зависимости от их значения по шкале Чеддока.
Полученные данные свидетельствуют о наличии высокой и сильной взаимной связи показателей температуры по высоте абсорбера: коэффициент корреляции температуры низа и температуры середины в колонне равен 0,89; коэффициент корреляции температуры середины и верха колонны составляет 0,99; коэффициент корреляции температуры низа и верха колонны равен 0,88. Большее значение коэффициента корреляции для верхней части колонны в сравнении с низом можно объяснить меньшей разницей температур между серединой и верхом колонны, чем между серединой и низом.
В связи с тем, что абсорбция компонентов нефтяного газа является экзотермическим процессом, наибольшее выделение тепла при массообмене между газом и абсорбентом происходит в середине колонны. Следовательно, распределение тепловых потоков в абсорбере можно охарактеризовать как соответствующее массообмен-ным процессам в колонне и взаимосвязанное по высоте аппарата.
Из данных корреляционного поля видно, что фактором (ре-грессором), имеющим заметную связь с температурой низа колонны, является расход нефтяного газа (0,60). Температура низа
Таблица 2. Извлечение жидких компонентов из нефтяного газа Table 2. Extraction of liquid components from petroleum gas
Компонент Среднее содержание в, г/м3 Average content in, g/m3 Уровень извлечения, %
Component нефтяном газе petroleum gas отбензиненном газе stripped gas Extraction level, %
С3Н8 146,2 62,9 57
'-С4Н10 28,6 6,4 78
П-С4Н10 58,6 11,7 80
С5+ 30,0 3,5 88
колонны имеет умеренную связь с содержанием пропана в от-бензиненном газе (коэффициент корреляции 0,38), заметную связь с содержанием /-бутана (коэффициент корреляции 0,51), высокую связь с содержанием п-бутана (коэффициент корреляции 0,70), заметную связь с содержанием С5+ (коэффициент корреляции 0,60).
Температура середины колонны имеет слабую связь с содержанием пропана в отбензиненном газе (коэффициент корреляции 0,29), заметную связь с содержа -нием /-бутана (коэффициент корреляции 0,50), а также высокую связь с содержанием п-бутана (коэффициент корреляции 0,80), заметную связь с содержанием С5+ (коэффициент корреляции 0,63).
Температура верха колонны имеет слабую связь с содержанием пропана в отбензиненном газе (коэффициент корреляции 0,29), заметную связь с содержанием /-бутана (коэффициент корреляции 0,50), а также высокую связь с содержанием п-бутана (коэффициент корреляции 0,81), заметную связь с содержанием С5+ (коэффициент корреляции 0,64).
Расход нефтяного газа имеет заметную связь (коэффициент корреляции 0,60) с температурой низа колонны, что согласуется с данными анализа графиков изменения технологических параметров.
В табл. 2 приведены средние значения содержания жидких компонентов в нефтяном и отбензиненном газе по данным лабораторных анализов и расчетный
уровень их извлечения. Из данных таблицы видно, что наименьшая степень извлечения у пропана -57 %, остальные компоненты имеют существенно более высокие показатели, %: /-бутан - 78, п-бу-тан - 80, С5+ - 88.
Такие показатели достигаются при средней температуре, °С: 14 -внизу абсорбера, 20 - в середине, 16 - в верхней части колонны. Средний расход нефтяного газа в абсорбер составляет 46 000 м3/ч.
Сила ветра оказывает заметное влияние на температуру верха колонны (коэффициент корреляции 0,50), температуру средины (0,51), умеренное влияние на температуру низа (0,33).
Температура оборотной воды из заводской градирни,подаваемой в водяные холодильники, оказывает заметное влияние на массовую величину отборов компонентов С3+ из нефтяного газа с коэффициентом корреляции 0,56 и умеренно зависит от температуры окружающего воздуха (коэффициент корреляции 0,38). Необходимо отметить, что регулирование теплообмена воды с окружающим воздухом в градирне не автоматизировано и осуществляется вручную.
По данным корреляционного поля видно, что температуры по высоте абсорбера слабее влияют на содержание пропана в отбен-зиненном газе, чем на содержание /-бутана, п-бутана и С5+.
Можно предположить, что низкий показатель извлечения пропана из нефтяного газа может быть обусловлен наличием
избыточного количества легких углеводородов в регенерированном абсорбенте, которые препятствуют поглощению пропана из нефтяного газа в процессе абсорбции. Проверка этого предположения требует проведения отдельного анализа временных рядов параметров абсорбцион-но-отпарной колонны и десорбера МАУ Коробковского ГПЗ.
Данные разгонки регенерированного абсорбента характеризуются в основном слабыми и уме -ренными связями с показателями процесса абсорбции. Только средние фракции абсорбента имеют заметную связь (коэффициенты корреляции от 0,52 до 0,59) с извлечением С5+ из нефтяного газа.
Возможным вариантом сокращения потерь целевых углеводородов С3+ при росте температур абсорбции является увеличение количества орошения регенерированного абсорбента в колонне. Вместе с тем постоянный расход орошения 50 т/ч не позволяет оценить его фактическое влияние на величину отборов С3+ из нефтяного газа.
Выявленные особенности работы установки отбензинивания газа, не имеющей автоматизированной системы управления, позволяют сделать предположение о недостаточной эффективности ручного регулирования процесса абсорбции.
В качестве варианта оптимизации управления процессом отбензинивания газа возможна разработка интерактивной модели абсорбции для помощи обслужи -вающему персоналу в принятии решений по ручному регулированию потоков на установке.
РЕГУЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ АБСОРБЦИИ
Для операторов МАУ в качестве основного ориентира результативности управления процессом абсорбции выступают температурный режим в колонне и состав отбензиненного газа. При этом лабораторные данные компо-
нентного состава отбензиненного газа, а также регенерированного абсорбента выполняются только два раза в сутки с интервалом в 12 ч. Анализ состава нефтяного газа выполняется в мас. %, тогда как наиболее наглядно выражение содержания компонентов в г/м3. Отсутствие современного уровня автоматизации сопровождается необходимостью постоянного контроля со стороны обслуживающего персонала за показаниями приборов и соответствующего ручного регулирования технологических потоков. Операторы на установке приступают к ручному регулированию, зафиксировав на измерительных приборах отклонение контролируемого показателя. Если меняются несколько входных параметров, регулирование становится особенно затруднительным из-за их взаимного влияния на уровень отборов С3+ из нефтяного газа.
Наличие компьютерной модели на рабочем месте оператора установки позволит рассчитать выходные значения процесса абсорбции в зависимости от изменения входных параметров, включая наиболее важные показатели: температуры по высоте абсорбера, компонентный состав отбензиненного газа, уровень отборов С3+ из нефтяного газа. Оператор сможет изменить начальные параметры на модели, сразу увидеть предполагаемый результат и при необходимости осуществить регулирование потоков на установке приборами с ручным управлением и задвижками.
АЛГОРИТМ ОБРАБОТКИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
Создание экранной модели процесса абсорбции целесообразно провести с использованием генератора электронных таблиц Excel.
Для создания интерактивной модели абсорбции предложен следующий алгоритм обработки временных рядов:
- интерполяция данных состава нефтяного, отбензиненного газа,
регенерированного абсорбента в 12-часовых периодах между отборами проб;
- расчет содержания углеводородов С3+ в нефтяном и отбензи-ненном газе;
- определение 99-го перценти-ля содержания углеводородов С3+ в отбензиненном газе для исключения случайных максимальных величин;
- расчет отборов углеводородных компонентов в массовом и процентном выражениях;
- построение графиков изменения технологических параметров;
- анализ динамики изменения параметров процесса;
- анализ взаимного влияния показателей технологических потоков на отборы С3+ в отбензи-ненном газе;
- построение корреляционного поля параметров абсорбции;
- анализ парных корреляционных зависимостей показателей абсорбции;
- определение перечня исходных и вычисляемых параметров, обеспечивающих полноту информации о технологическом процессе;
- расчет уравнений регрессии для установления количественных связей между результативным и факторным признаками;
- разработка экранного образа интерактивной модели.
ИНТЕРАКТИВНАЯ МОДЕЛЬ АБСОРБЦИИ
В результате проведенного анализа исходных данных по предложенному алгоритму определен перечень основных парных зависимостей переменных процесса, получена регрессионная статистика и соответствующие уравнения линейной регрессии (табл. 3).
На основании полученных данных в среде Excel выполнены расчетные операции по формированию в табличном и графическом виде интерактивной модели процесса с необходимым набором входных и выходных параметров абсорбции (рис. 7). Интерактив-
ность модели обеспечивается возможностью взаимодействия с ней и наблюдением ее реакции на изменения внешних параметров.
Отсутствие точных данных о расходе некоторых технологических потоков не позволило включить их в перечень парных зависимостей переменных процесса, установить соответствующие количественные связи и расширить вычислительные возможности модели.
Модель позволяет вводить исходные данные для нефтяного газа, его компонентного состава, температуры окружающей среды и получать основные расчетные показатели процесса абсорбции: температуры нефтяного газа и регенерированного абсорбента на входе и выходе холодильников, температуры по высоте абсорбера, массовое содержание компонентов в нефтяном и отбензиненном газе, уровень отборов углеводородных компонентов из нефтяного газа, температуру оборотной воды.
ВЫВОДЫ
В результате проведенного анализа процесса отбензинивания газа на МАУ Коробковского ГПЗ определено взаимное влияние технологических параметров, что позволяет выделить следующие особенности процесса абсорбции:
- распределение тепловых потоков в абсорбере соответствует массообменным процессам и взаимосвязано по высоте аппарата;
- показатель извлечения пропана из нефтяного газа ниже, чем у /-бутана, п-бутана и С5+;
- увеличение расхода нефтяного газа на 4000-5000 м3/ч приводит к увеличению температуры абсорбции в среднем на 5 °С;
- увеличение температуры абсорбции на 5 °С приводит к снижению отборов примерно на 10 г/м3, что соответствует потере около 460 кг/ч углеводородов С3+ при расходе нефтяного газа 46 000 м3/ч;
- средние фракции регенерированного абсорбента имеют
Таблица 3. Перечень парных зависимостей переменных процесса абсорбции и уравнения линейной регрессии
Table 3. List of paired dependencies of the variables of the absorption and the equations of linear regression
Параметр Parameter Парная связь Paired association Уравнение линейной регрессии Equation of linear regression
Абсорбер Absorber Температура низа абсорбера <-> Расход нефтяного газа Bottom absorber temperature <-> Flow rate of petroleum gas y = 0,0015x - 54,8774
Абсорбер Absorber Температура середины абсорбера <-> Температура низа абсорбера Middle absorber temperature <-> Bottome absorber temperature y = 1,1138x + 5,2313
Абсорбер Absorber Температура верха абсорбера <-> Температура середины абсорбера Top absorber temperature <-> Middle absorber temperature y = 1,1551x - 7,1883
Отборы C3H8 Extraction of C3H8 Отборы С3Н8 из нефтяного газа <-> Содержание С3Н8 в нефтяном газе Extraction of С3Н8 from petroleum gas <-> Content of С3Н8 in petroleum gas y = 0,8091x - 26,5304
Отборы /-C4H10 Extraction of i-C4H10 Отборы /-С4Н10 из нефтяного газа <-> Содержание /'-С4Н10 в нефтяном газе Extraction of /-С4Н10 from petroleum gas <-> Content of /-С4Н10 in petroleum gas y = 0,9637x - 5,3544
Отборы n-C4H10 Extraction of "-C4H10 Отборы п-С4Н10 из нефтяного газа <-> Содержание п-С4Н10 в нефтяном газе Extraction of п-С4Н10 from petroleum gas <-> Content of п-С4Н10 in petroleum gas y = 0,9377x - 7,1878
Отборы C5H12+ Extraction of C5H12+ Отборы С5Н12+ из нефтяного газа <-> Содержание С5Н12+ в нефтяном газе Extraction of С5Н12+ from petroleum gas <-> Content of С5Н12+ in petroleum gas y = 1,3385x - 17,0166
Оборотная вода Back water Температура окружающего воздуха <-» Температура оборотной воды Ambient temperature <-> Back water temperature y = 0,2294x + 25,047
Нефтяной газ Petroleum gas Температура оборотной воды <-> Температура нефтяного газа на входе Х-1 Back water temperature <-> Temperature of petroleum gas in the input of Kh-1 y = 0,4246x + 9,9852
Нефтяной газ Petroleum gas Температура на входе Х-1 <-> Температура на выходе Х-1 Temperature in the input of Kh-1 <-> Temperature in the output of Kh-1 y = 1,7825x - 30,5884
Абсорбент регенерированный Regenerated absorbent Температура на выходе Х-1 <-» Температура на выходе Х-2 Temperature in the output of Kh-1 <-> Temperature in the output of Kh-2 y = 0,3521x + 25,8078
Абсорбент регенерированный Regenerated absorbent Температура на входе Х-2 <-> Температура на выходе Х-1-3 Temperature in the input of Kh-2 <-> Temperature in the output of Kh-1-3 y = 0,4014x - 15,437
Исходные данные процесса абсорбции Initial data of absorption
Температура воздуха, °C Air temperature, °C
Абсорбер Absorber
Расход газа, Расход на Давление,
м3/ч орошение, т/ч МПа
Gas flow rate, Overflash Pressure,
m3/h consumption, t/h MPa
Компонентный состав нефтяного газа, мас. % Component composition of petroleum gas, wt. %
-12 1 46 CGC 1 SC 1 5,S 1 G,S 1 2,T 1 T1,5 1 15,G 1 B,1 1 1,1 1 2,4 1 1,G 1 G,G 1 1GG,G
Выходные расчетные данные процесса абсорбции Output calculated data of absorption
Температура в абсорбере, OC Temperature in the absorber, OC Компонентный состав нефтяного газа, мас. % Component composition of petroleum gas, wt. %
Верх Top Середина Middle Низ Bottom O2 N2 CH4 C2H6 C5HB '-C4H1G "-C4H1G CSH12 C6H14 С5+ Density, g/m3
17 21 14 T,5 51,B 4BG,1 164,6 1SG,G 26,9 ST,4 2B,B G,4 265,4 947,1
Температура оборотной воды, °C Temperature of back water, °C Температура газа в К-1, °C Gas temperature in K-1, °C Температура абсорбента в К-1, °C Temperature of the absorbent in K-1, °C Уровень отборов из нефтяного газа, % Level of the petroleum gas extraction, %
Х-1, вход Kh-1, input Х-1, выход Kh-1, output Х-2, вход Kh-2, input Х-1-5, выход Kh-1-5, output C5HB '-C4H1G "-C4H1G CSH12 С5+
22 19 4 2T -S 65,2 T6,4 B1,2 T4,T 69,T
Компонентный состав отбензиненного газа, г/м3 Component composition of stripped gas, g/m3 Плотность, г/м3 Density, g/m3
O2 N2 CH4 C2H6 C5HB '-C4H1G "-C4H1G С5. С5+
S,9 5G,9 S49,T 142,G SS,2 6,5 1G,B T,4 T9,6 808,2
Абсорбент регенерированный
Расход,т/ч Flow rate, t/h 50
69,7
Ort op из газа, % Extraction of from gas, %
Температура,°C Temperature, °C -5
Температура,°C Temperature, °C 27
Отбензиненный газ
Нефтяной газ Petroleum gas
Расход м3/ч Flow rate, m3/h 46 ООО
Температура, "С Temperature, °С 19
Температура, °С Temperature, °С 4
Абсорбер К-1 Absorber К-1
14
|Д
, °с
Температура середины, °С Temperature of the middle, "С
Температура низа, °C Temperature of the bottom, "C
Насыщенный абсорбент Rich absorbent
Рис. 7. Интерактивная модель процесса абсорбции Fig. 7. Interactive model of absorption
O
N
CH
CA
C5HB
i-C4H1G
"-C4H,G
C5H12
CsH" Total
в два раза больший диапазон температур выкипания по сравнению с легкими и тяжелыми фракциями;
- легкие и тяжелые фракции ре -генерированного абсорбента характеризуются слабыми связями с данными процесса абсорбции, средние фракции имеют заметные связи;
- ручное регулирование расхода жидкого пропана в пропа-новые холодильники вызывает нестабильность температур охлаждаемых потоков на выходе из холодильников;
- расход орошения в абсорбер имеет постоянное значение 50 000 кг/ч, что не позволяет оце -нить его влияние на качество от-
бензинивания при фактическом изменении расхода нефтяного газа от 42 000 до 51 000 м3/ч;
- температура оборотной воды при ручном регулировании ее теплообмена с воздухом в градирне умеренно зависит от температуры окружающего воздуха;
- сила ветра оказывает заметное влияние на температуры
верха и середины абсорбера при стабильном расходе нефтяного газа, температура окружающего воздуха не влияет на температуры по высоте абсорбера.
Вариантом повышения оперативности и точности регулирования процесса отбензинива-ния нефтяного газа для увеличения отборов С3+ в условиях отсутствия АСУ ТП может быть разработанная интерактивная
модель абсорбции для условий Коробковского ГПЗ.
Компьютерная модель на рабочем месте оператора в интерактивном режиме обеспечит расчет наиболее важных выходных значений процесса абсорбции в зависимости от изменения входных параметров, что предоставит возможность своевременного ручного регулирования потоков на установке.
Модель может быть использована и в качестве тренажера для обучения операторов, а также для анализа фактических данных о работе установки,занесенных в режимные листы. Предложенный алгоритм обработки данных может быть использован для построения аналогичных моделей процесса абсорбции на других предприятиях газопереработки. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Колокольцев С.Н. Совершенствование технологии подготовки и переработки углеводородного сырья (на примере Коробковского ГПЗ). Дис. ... к.т.н. Уфа, 2007. 230 с.
2. Колокольцев С.Н., Аджиев А.Ю., Бойко С.И., Литвиненко А.В. Повышение эффективности межступенчатых сепараторов сырьевой КС Коробковского ГПЗ // Нефтепромысловое дело. 2007. № 10. С. 65-66.
3. Гусейнзаде М.А., Калинина Э.В., Добкина М.Б. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1979. 340 с.
4. Гуляев С.В. Система управления тепловым режимом стабилизационной колонны // Проблемы машиностроения и автоматизации. 2016. № 4. С. 128-134.
5. Мильштейн Л.М. Эффективность разделения фаз в вертикальных трехфазных сепараторах // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2013. № 2. С. 8-13.
REFERENCES
1. Kolokoltsev S.N. Improving the Technology of Treatment and Processing of Hydrocarbon Raw Materials (by the Example of Korobkovsky Gas Processing Plant). Cand. Sci. (Eng.) Dissertation. Ufa, 2007. 230 p. (In Russian)
2. Kolokoltsev S.N., Adzhiev A.Yu., Boyko S.I., Litvinenko A.V. Improving the Efficiency of Interstage Separators of Raw Materials of the Compressor Station of Korobkovsky Gas Processing Plant. Neftepromyslovoe delo = Oilfield Engineering, 2007, No. 10, P. 65-66. (In Russian)
3. Guseynzade M.A., Kalinina E.V., Dobkina M.B. Methods of Mathematical Statistics in the Oil and Gas Industry. Moscow, Nedra, 1979, 340 p. (In Russian)
4. Gulyaev S.V. Control System of the Thermal Regime of the Stabilization Column. Problemy mashinostroeniya i avtomatizatsii = Engineering and Automation Problems, 2016, No. 4, P. 128-134. (In Russian)
5. Milshtein L.M. Efficiency of Phase Separation in Vertical Three-Phase Separators. Oborudovanie i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa = Equipment and Technologies for Oil and Gas Complex, 2013, No. 2, P. 8-13. (In Russian)
Уважаемые коллеги!
От имени коллектива, ветеранов ПА0 «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» и от себя лично сердечно благодарю всех за многочисленные поздравления с 85-летним юбилеем института.
С чувством гордости хотим отметить, что огромный труд поколений наших проектировщиков, стоявших у истоков развития нефтегазовой промышленности страны и внесших свой вклад в освоение нефтегазовых месторождений Западной Сибири, высоко оценен и востребован сегодня.
Для нас особенно важны прочные, проверенные временем профессиональные, партнерские и дружеские связи, сложившиеся в нефтегазовой отрасли, и ценны традиции доброжелательного сотрудничества на благо общего дела. Мы выражаем надежду на его конструктивное и взаимовыгодное продолжение во имя достижения успеха в совместной работе!
ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ»
83004, Украина, г. Донецк, ул. Артема, д. 169-Г
Тел.: +380 (62) 206-53-74, 206-53-75
Факс: +380 (62) 206-64-20 E-mail: ex@ungg.org www.ungg.org
■
