RU2568737C1 - Method of determination of hydraulic resistance factor of gas gathering line in apcs of gas treatment units of gas condensate fields at far north - Google Patents
Method of determination of hydraulic resistance factor of gas gathering line in apcs of gas treatment units of gas condensate fields at far north Download PDFInfo
- Publication number
- RU2568737C1 RU2568737C1 RU2014132399/06A RU2014132399A RU2568737C1 RU 2568737 C1 RU2568737 C1 RU 2568737C1 RU 2014132399/06 A RU2014132399/06 A RU 2014132399/06A RU 2014132399 A RU2014132399 A RU 2014132399A RU 2568737 C1 RU2568737 C1 RU 2568737C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- gas collection
- coefficient
- loop
- hydraulic resistance
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению фактического коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа λф в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) установок комплексной подготовки газа (УКПГ) газоконденсатных месторождений Крайнего Севера.The invention relates to the field of natural gas production, in particular to determining the actual coefficient of hydraulic resistance of a gas collection cable λ f in automated process control systems (ACS) of integrated gas treatment plants (UKPG) of gas condensate fields of the Far North.
Известен способ определения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа по паспортным параметрам шлейфа и данным по его эксплуатации (см. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.).There is a method of determining the coefficient of hydraulic resistance of a gas collection loop according to the passport parameters of the cable and data on its operation (see Bekirov T.M., Shatalov A.T. Collection and preparation for the transport of natural gases. - M .: Nedra, 1986. - 261 s .).
Существенным недостатком указанного способа является крайняя низкая точность определения значения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа, и без учета того факта, что с течением времени значение указанного коэффициента изменяется.A significant drawback of this method is the extreme low accuracy of determining the hydraulic resistance coefficient of a gas collection cable, and without taking into account the fact that over time the value of this coefficient changes.
В указанном способе значение коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа определяют аналитическим путем (без учета влияния дополнительных местных сопротивлений, создаваемых подкладными кольцами, кранами и переходами) по формуле (см. стр. 48, формула (III.9), Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.):In this method, the value of the coefficient of hydraulic resistance of the gas collection loop is determined analytically (without taking into account the influence of additional local resistances created by backing rings, cranes and transitions) according to the formula (see page 48, formula (III.9), T. Bekirov, Shatalov A.T. Collection and preparation for the transport of natural gases. - M .: Nedra, 1986. - 261 p.):
где Re - критерий Рейнольдса;where Re is the Reynolds criterion;
Kш - шероховатость стен газосборного шлейфа;K W - the roughness of the walls of the gas collection loop;
dвн - внутренний диаметр газопровода.d vn is the internal diameter of the gas pipeline.
Изменение шероховатости внутренних стен газосборного шлейфа в период эксплуатации в значительной степени зависит от качества транспортируемого газа. Наличие в нем воды, механических примесей и т.д. со временем резко увеличивает шероховатость газосборного шлейфа, которую в реальном масштабе времени во время эксплуатации определить невозможно.The change in the roughness of the internal walls of the gas collection loop during operation largely depends on the quality of the transported gas. The presence in it of water, mechanical impurities, etc. over time, the roughness of the gas collection plume sharply increases, which cannot be determined in real time during operation.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ определения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа, который заключается в том, что коэффициент гидравлического сопротивления газосборного шлейфа определяют с учетом паспортных параметров шлейфа и данных по его эксплуатации (см. Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. Учеб. пособие для вузов. - М.: Недра, 1982. 136 с.).The closest in technical essence to the claimed invention is a method for determining the coefficient of hydraulic resistance of a gas collection cable, which is that the coefficient of hydraulic resistance of a gas collection cable is determined taking into account the passport parameters of the cable and data on its operation (see Novoselov V.F., Golyanov A .I., Muftakhov EM Typical calculations in the design and operation of gas pipelines. Textbook for universities. - M .: Nedra, 1982. 136 p.).
В указанном способе значение коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа определяют с учетом влияния дополнительных местных сопротивлений, создаваемых подкладными кольцами, кранами и переходами. С этой целью используют паспортные данные газосборного шлейфа и аналитическим путем определяют значение коэффициента гидравлического сопротивления трения λтр. по формуле (см. стр. 25, формула (45), Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. Учеб. пособие для вузов. - М.: Недра, 1982. 136 с.):In this method, the value of the coefficient of hydraulic resistance of the gas collection loop is determined taking into account the influence of additional local resistances created by backing rings, cranes and transitions. To this end, use the passport data of the gas collection loop and analytically determine the value of the coefficient of hydraulic friction resistance λ tr. according to the formula (see page 25, formula (45), Novoselov V.F., Golyanov A.I., Muftakhov E.M. Typical calculations in the design and operation of gas pipelines. Textbook for universities. - M .: Nedra 1982. 136 p.):
где Re - критерий Рейнольдса;where Re is the Reynolds criterion;
k - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности газосборного шлейфа;k is the equivalent roughness of the inner surface of the gas collection loop;
D - внутренний диаметр газосборного шлейфа.D is the internal diameter of the gas collection loop.
Для газосборных шлейфов, эксплуатируемых на Крайнем Севере, как правило, выполняется неравенство 
Для магистральных газопроводов без подкладных колец дополнительные местные сопротивления (краны, переходы) обычно не превышают 2-5% от потерь на трение. Поэтому для технических расчетов коэффициент гидравлического сопротивления определяют из соотношения (см. стр. 27, формула (52), Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. Учебное пособие для вузов. - М.: Недра, 1982. 136 с.):For main gas pipelines without backing rings, additional local resistances (taps, passages) usually do not exceed 2-5% of the friction losses. Therefore, for technical calculations, the hydraulic resistance coefficient is determined from the ratio (see page 27, formula (52), Novoselov V.F., Golyanov A.I., Muftakhov E.M. Typical calculations in the design and operation of gas pipelines. universities. - M.: Nedra, 1982. 136 p.):
λ=(1,02÷1,05)λтр. λ = (1,02 ÷ 1,05) λ tr.
Существенным недостатком указанного способа является крайняя низкая точность определения значения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа, так как во время эксплуатации с течением времени значение указанного коэффициента изменяется и определить его значения в реальном масштабе времени невозможно. Именно поэтому фактические значения λф коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа не совпадают с расчетными (теоретическими) значениями λ. Это связано еще и с тем, что в сыром газе имеются влага, мехпримеси и пр. Они во время эксплуатации газосборного шлейфа, оседая на его стенках, вызывают постепенное возрастание его шероховатости. В результате значения λф невозможно определить для шлейфа известными способами и тем более в реальном масштабе времени. Возрастание шероховатости, в свою очередь, приводит к увеличению фактического значения коэффициента гидравлического сопротивления λф газосборного шлейфа. Сильное влияние на значение фактического коэффициента гидравлического сопротивления λф газосборного шлейфа также оказывают скопления в пониженных точках трассы конденсата и влаги, а также образование гидратов в шлейфе, количество которых в газосборном шлейфе в реальном масштабе времени оперативно и точно оценить невозможно.A significant drawback of this method is the extreme low accuracy of determining the value of the hydraulic resistance coefficient of the gas collection loop, since during operation over time the value of this coefficient changes and it is impossible to determine its values in real time. That is why the actual values of λ f the coefficient of hydraulic resistance of the gas collection cable do not coincide with the calculated (theoretical) values of λ. This is also due to the fact that in the raw gas there is moisture, mechanical impurities, etc. They, during the operation of the gas collection loop, settling on its walls, cause a gradual increase in its roughness. As a result, the values of λ f cannot be determined for the loop by known methods, and even more so in real time. An increase in roughness, in turn, leads to an increase in the actual value of the hydraulic resistance coefficient λ f of the gas collection cable. A strong influence on the value of the actual coefficient of hydraulic resistance λ f of the gas collection loop is also exerted by accumulations of condensate and moisture at lower points of the route, as well as the formation of hydrates in the cable, the amount of which in the gas collection cable in real time cannot be estimated quickly and accurately.
Целью заявляемого технического решения является устранение указанных недостатков, повышение точности определения фактического значения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа и контроль его динамики в реальном масштабе времени.The purpose of the proposed technical solution is to eliminate these drawbacks, increasing the accuracy of determining the actual value of the coefficient of hydraulic resistance of the gas collection loop and monitoring its dynamics in real time.
Поставленная задача решается и технический результат достигается за счет того, что коэффициент фактического гидравлического сопротивления газосборного шлейфа λф определяют с учетом паспортных параметров шлейфа и данных по его эксплуатации, в том числе теоретического коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа λ. Также используют контролируемые параметры работы газопромыслового шлейфа:The problem is solved and the technical result is achieved due to the fact that the coefficient of actual hydraulic resistance of the gas collection cable λ f is determined taking into account the passport parameters of the cable and data on its operation, including the theoretical coefficient of hydraulic resistance of the gas collection cable λ. Also use the controlled operating parameters of the gas loop:
- давления pн и pк, температуры газа tн и tк, в начале и в конце газосборного шлейфа (на входе установки комплексной подготовки газа) соответственно;- pressure p n and p k , gas temperatures t n and t k , at the beginning and at the end of the gas collection loop (at the inlet of the complex gas treatment unit), respectively;
- объемный расход газа в нормальных условиях, который транспортируется по газосборному шлейфу - Q.- the volumetric flow rate of gas under normal conditions, which is transported through the gas collection loop - Q.
Эти параметры измеряют в реальном масштабе времени с заданным шагом квантования посредством технических средств автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки комплексной подготовки газа (УКПГ) (pк и tк) и с помощью средств телеметрии кустов газовых скважин (pн, tн и Q). Все указанные контролируемые параметры используют для определения фактического значения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа, определяемого из соотношения:These parameters are measured in real time with a given quantization step using the technical means of an automated process control system (ACS TP) of an integrated gas treatment plant (UKPG) (p k and t k ) and using the telemetry tools of gas well clusters (p n , t n and Q). All these controlled parameters are used to determine the actual value of the coefficient of hydraulic resistance of the gas collection loop, determined from the ratio:
где dвн - внутренний диаметр газопровода;where d VN is the internal diameter of the gas pipeline;
pн, pк - давление газа в начале и конце газосборного шлейфа соответственно;p n , p k - gas pressure at the beginning and end of the gas collection loop, respectively;
Q - объемный расход газа в нормальных условиях, который транспортируется по газосборному шлейфу;Q is the volumetric flow rate of gas under normal conditions, which is transported along the gas collection loop;
Δ - относительная плотность газа в нормальных условиях;Δ is the relative density of the gas under normal conditions;
tср - средняя температура в газосборном шлейфе;t cf - the average temperature in the gas collection loop;
z - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;z is the gas compressibility coefficient under operating conditions;
l - длина газопровода.l is the length of the pipeline.
Приведенная формула для определения λф получена из известного соотношения (см. стр. 46, формула (III.7), Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.):The above formula for determining λ f obtained from the known ratio (see page 46, formula (III.7), T. Bekirov, A. Shatalov. Collection and preparation for the transport of natural gases. - M .: Nedra, 1986 . - 261 p.):
Вычисления производят с использованием текущих значений давлений pк, pн, tн, tк и Q.Calculations are made using current pressures p k , p n , t n , t k and Q.
Порядок определения значений λ, Δ, tср, z можно найти в соответствующей литературе (например, см. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М: Недра, 1986. - 261 с.).The procedure for determining the values of λ, Δ, t avg , z can be found in the relevant literature (for example, see Bekirov T.M., Shatalov A.T. Collection and preparation for the transport of natural gases. - M: Nedra, 1986. - 261 s. .).
После того как будет определено значение λф, его сравнивают с максимально допустимым для λф значением - λдоп, и если будет выявлено что λф>λдоп, то устанавливают факт - нормальный режим работы скважин и/или газосборного шлейфа нарушен, т.к. в газосборном шлейфе кроме газа присутствует выше допустимой нормы иной фактор (газовый гидрат, пластовая вода, механические примеси и т.д.), и принимают соответствующие превентивные меры по предупреждению потенциальных аварийных и других нештатных ситуаций в работе кустов скважин и газосборного шлейфа.After the value of λ f is determined, it is compared with the maximum value for λ f - λ extra , and if it is revealed that λ f > λ extra , then a fact is established - the normal mode of operation of the wells and / or gas collection loop is violated, t. to. in the gas collection loop, in addition to gas, there is another factor (gas hydrate, produced water, mechanical impurities, etc.) above the permissible norm, and they take appropriate preventive measures to prevent potential emergency and other emergency situations in the operation of well clusters and the gas collection cable.
Дополнительно определяют коэффициент эффективности функционирования газопромыслового шлейфа, который вычисляют из выражения:Additionally, determine the coefficient of efficiency of the operation of the gas loop, which is calculated from the expression:
Полученные величины λф и Е АСУ ТП заносит в свою базу данных и выводит значение E на пульт оператора. После этого по величине E, индивидуальной для каждого газосборного шлейфа и зависящей от его технических параметров (длины, диаметра и т.д.), судят о загрязненности газопромыслового шлейфа. Способ реализуют следующим образом.The obtained values of λ f and E ACS TP enters into its database and displays the value of E on the operator panel. After that, by the value of E, individual for each gas collection plume and depending on its technical parameters (length, diameter, etc.), the contamination of the gas production plume is judged. The method is implemented as follows.
Используя средства АСУ ТП УКПГ и телеметрии кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени производят с заданным шагом квантования измерение:Using the means of ACS TP UKPG and telemetry of gas well clusters, in real time, the measurement is performed with a given quantization step:
- давления pн и pк и температуры газа tн и tк в начале и конце (на входе УКПГ) газосборного шлейфа соответственно;- pressure p n and p k and gas temperature t n and t k at the beginning and end (at the inlet of the gas treatment plant) of the gas collection cable, respectively;
- объемный расход газа в нормальных условиях Q, который транспортируется по газосборному шлейфу, и заносят их в базу данных АСУ ТП.- the volumetric flow rate of gas under normal conditions Q, which is transported along the gas collection loop, and enter them into the database of the process control system.
Используя измеренные значения pн, pк, tн, tк и Q, определяют в реальном масштабе времени фактические значения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа из соотношения:Using the measured values of p n , p k , t n , t k and Q, the actual values of the hydraulic resistance coefficient of the gas collection loop are determined in real time from the ratio:
где dвн - внутренний диаметр газопровода;where d VN is the internal diameter of the gas pipeline;
pн, pк - давление газа в начале и конце газосборного шлейфа соответственно;p n , p k - gas pressure at the beginning and end of the gas collection loop, respectively;
Q - объемный расход газа в нормальных условиях, который транспортируется по газосборному шлейфу;Q is the volumetric flow rate of gas under normal conditions, which is transported along the gas collection loop;
Δ - относительная плотность газа в нормальных условиях;Δ is the relative density of the gas under normal conditions;
tср - средняя температура газа в газосборном шлейфе;t cf - the average temperature of the gas in the gas collection loop;
z - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;z is the gas compressibility coefficient under operating conditions;
l - длина газопровода.l is the length of the pipeline.
Приведенная формула для определения λф получена из известного соотношения (см. стр. 46, формула (III.7), Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.):The above formula for determining λ f obtained from the known ratio (see page 46, formula (III.7), T. Bekirov, A. Shatalov. Collection and preparation for the transport of natural gases. - M .: Nedra, 1986 . - 261 p.):
Вычисления производят с использованием текущих значений давлений pн, pк, tн, tк и Q.Calculations are made using current pressures p n , p k , t n , t k and Q.
Порядок определения значений λ, Δ, tср, z можно найти в соответствующей литературе (например, см. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.).The procedure for determining the values of λ, Δ, t avg , z can be found in the relevant literature (for example, see Bekirov T.M., Shatalov A.T. Collection and preparation for the transport of natural gases. - M .: Nedra, 1986. - 261 from.).
Относительную плотность газа в нормальных условиях Δ определяют из выражения:The relative density of the gas under normal conditions Δ is determined from the expression:
где ρг и ρв - плотность газа и воздуха соответственно;where ρ g and ρ in - the density of gas and air, respectively;
Mг - молекулярная масса газа.M g is the molecular weight of the gas.
Среднюю температуру газа в газосборном шлейфе определяют как среднеарифметическое значение температур tн и tк по формулеThe average temperature of the gas in the gas collection loop is determined as the arithmetic mean of the temperatures t n and t k according to the formula
Коэффициент сверхсжимаемости газа z в рабочих условиях определяют из выражения (см. стр. 140, Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов / Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и др. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1988. - 368 с.: ил.):The gas compressibility coefficient z under operating conditions is determined from the expression (see page 140, Pipeline transport of oil and gas: Textbook for universities / R.A. Aliev, V.D. Belousov, A.G. Nemudrov, etc. 2- e ed., revised and supplemented - M .: Nedra, 1988 .-- 368 pp., ill.):
где pпр, tпр - приведенное давление и приведенная температура газа, алгоритм определения которых представлен следующими выражениями:where p CR , t CR - reduced pressure and reduced gas temperature, the algorithm for determining which is represented by the following expressions:
где pср. - среднее давление газа в газосборном шлейфе;where p cf - average gas pressure in the gas collection loop;
pкр., tкр. - критическое давление и критическая температура газа в газосборном шлейфе, значения которых берут из нормативной справочной литературы.p cr , t cr - the critical pressure and critical temperature of the gas in the gas collection loop, the values of which are taken from the normative reference literature.
Значение pср. определяют из выражения:The value of p cf. determined from the expression:
Значения внутреннего диаметра газопровода dвн и длины газопровода l определяют из проектной документации.Values of the internal diameter of the gas pipeline d vn and the length of the gas pipeline l are determined from the design documentation.
На следующем шаге определяют коэффициент эффективности функционирования газопромыслового шлейфа из следующего выражения:In the next step, determine the efficiency coefficient of the operation of the gas plume from the following expression:
Использование величины λф для представления оператору неудобно, т.к. эта величина сильно меняется от шлейфа к шлейфу и визуально может быть воспринята неадекватно. Для оператора существенно удобнее работать с безразмерными относительными величинами, поскольку они практически не зависят от номера шлейфа, и поэтому гораздо легче увидеть проблему в безразмерных относительных показаниях.The use of λ f for presentation to the operator is inconvenient, because this value varies greatly from loop to loop and may visually be perceived inadequately. It is much more convenient for the operator to work with dimensionless relative values, since they are practically independent of the loop number, and therefore it is much easier to see the problem in dimensionless relative readings.
Полученные величины λф и Е АСУ ТП заносит в свою базу данных, а значение параметра E выводится на пульт оператора. На следующем шаге по величине E, индивидуальной для каждого газосборного шлейфа, судят о его загрязненности. Низкие значения E указывают на необходимость очистки газосборного шлейфа.The obtained values of λ f and E of the automatic process control system are entered into its database, and the value of the parameter E is displayed on the operator panel. At the next step, according to the value of E, individual for each gas collection plume, its contamination is judged. Low values of E indicate the need to clean the gas collection loop.
Таким образом, определение значения фактического коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа в реальном масштабе времени позволяет в оперативном режиме диагностировать состояние шлейфа. Заранее известно (из опыта эксплуатации конкретного месторождения), что при нормальном режиме работы куста газовых скважин значение фактического коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа λф и коэффициента эффективности функционирования газопромыслового шлейфа E не должно превышать определенную для них границу (значения E и λф для каждого газопромыслового шлейфа являются индивидуальными). Если в ходе эксплуатации газосборного шлейфа выяснится, что значение фактического коэффициента эффективности газопромыслового шлейфа E пересекло указанную границу, можно твердо констатировать, что нормальный режим работы скважин и шлейфа нарушены, т.к. в шлейфе кроме газа присутствует выше допустимой нормы иной фактор (газовый гидрат, пластовая вода, механические примеси и т.д.).Thus, determining the value of the actual coefficient of hydraulic resistance of the gas collecting plume in real time allows the on-line diagnosis of the condition of the plume. It is known in advance (from the operating experience of a particular field) that, under normal operating conditions of a gas well cluster, the value of the actual hydraulic resistance coefficient of the gas collection plume λ f and the efficiency coefficient of the gas production plume E should not exceed the boundary defined for them (the values of E and λ f for each gas production loops are individual). If during the operation of the gas gathering loop it turns out that the value of the actual coefficient of efficiency of the gasfield loop E has crossed the specified boundary, it can be firmly stated that the normal operation of the wells and the loop are violated, because in the loop, in addition to gas, there is another factor above the permissible norm (gas hydrate, produced water, mechanical impurities, etc.).
Если последующий анализ ситуации в газосборном шлейфе покажет, что в нем присутствует гидратный фактор (на выходе газосборного шлейфа снижается температура газа), тогда в газосборный шлейф подают ингибитор (на Крайнем Севере в качестве ингибитора используют метанол). При скоплении конденсата, воды и мехпримесей в газосборном шлейфе для их удаления снижают давления на его выходе в рамках технологических ограничений. Если это не приводит к нужному эффекту, тогда продувают газосборный шлейф. На практике возможны ситуации, когда даже продувка газосборного шлейфа не позволяет его очистить. В таких случаях прибегают к очистке газосборного шлейфа специальными скребками (см. стр. 147, Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов / Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и др. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1988. - 368 с.: ил.).If a subsequent analysis of the situation in the gas collection loop shows that there is a hydration factor (the temperature of the gas decreases at the outlet of the gas collection pipe), then an inhibitor is fed into the gas collection pipe (methanol is used as an inhibitor in the Far North). With the accumulation of condensate, water and solids in the gas collection loop to remove them, they reduce the pressure at its outlet within the framework of technological limitations. If this does not lead to the desired effect, then the gas collection loop is purged. In practice, there may be situations when even purging the gas collection cable does not allow it to be cleaned. In such cases, resort to cleaning the gas collection loop with special scrapers (see page 147, Pipeline transport of oil and gas: Textbook for universities / R.A. Aliev, V.D. Belousov, A.G. Nemudrov, etc. 2- e ed., revised and supplemented - M .: Nedra, 1988 .-- 368 pp., ill.).
Благодаря реализации заявляемого способа появляется возможность в оперативном режиме оценить режим работы газосборного шлейфа и, соответственно, своевременно принять меры по парированию (устранению) предаварийных и других нештатных ситуаций в работе газопромыслового шлейфа.Thanks to the implementation of the proposed method, it becomes possible to evaluate in an operational mode the operation mode of the gas collection plume and, accordingly, take timely measures to counter (eliminate) emergency and other contingencies in the operation of the gas production plume.
Заявляемое изобретение отработано и реализовано на газовых промыслах ООО «Газпром добыча Ямбург».The claimed invention has been developed and implemented in the gas fields of LLC Gazprom dobycha Yamburg.
Применение данного способа позволяет оперативно выявлять потенциальную возможность отказа газосборного шлейфа и тем самым повысить эффективность принимаемых управленческих решений и улучшить условия работы обслуживающего персонала на УКПГ, а также снизить численность персонала, занятого обслуживанием промысла.The application of this method allows you to quickly identify the potential failure of the gas gathering plume and thereby increase the efficiency of management decisions and improve the working conditions of maintenance personnel at the gas treatment plant, as well as reduce the number of personnel engaged in servicing the field.
Claims (1)
где dвн - внутренний диаметр газопровода;
pн, pк - давление газа в начале и конце газосборного шлейфа соответственно;
Q - объемный расход газа в нормальных условиях, который транспортируется по газосборному шлейфу;
Δ - относительная плотность газа в нормальных условиях;
tср - средняя температура газа в газосборном шлейфе;
z - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;
l - длина газопровода,
а затем АСУ ТП, используя вычисленное значение λф, определяет коэффициент эффективности эксплуатации газопромыслового шлейфа, используя алгоритм, описываемый соотношением
и заносит полученные величины λф и Е в свою БД, а также одновременно выводит значение E на пульт оператора, после чего по величине E, индивидуальной для каждого газосборного шлейфа, судят о загрязненности конкретного газопромыслового шлейфа и о коэффициенте эффективности его эксплуатации - загрязненности его внутренней поверхности. A method for determining the hydraulic resistance coefficient of a gas collection loop in an automated process control system (ACS TP) of integrated gas treatment plants for gas condensate fields of the Far North, including taking into account passport parameters of the cable and data on its operation, including the theoretical coefficient of hydraulic resistance of the gas collection cable λ, characterized in that by means of industrial control systems and telemetry of gas well clusters, basic ones are measured with a given quantization step operation parameters of the gas collection cable, including: pressure p n and p k , gas temperature t n and t k at the beginning and at the end of the gas pipe, respectively; volume flow rate of gas under normal conditions Q, which is transported via a gas collection cable, the values of which are automatically entered into the database of the control system, and also the passport characteristics of the gas collection cable are entered into the database, and the control system determines the computer complex by automatically entered and entered into the database parameters, the actual value of the hydraulic resistance coefficient of the gas collection loop in real time, using the algorithm described by the relation
where d VN is the internal diameter of the gas pipeline;
p n , p k - gas pressure at the beginning and end of the gas collection loop, respectively;
Q is the volumetric flow rate of gas under normal conditions, which is transported along the gas collection loop;
Δ is the relative density of the gas under normal conditions;
t cf - the average temperature of the gas in the gas collection loop;
z is the gas compressibility coefficient under operating conditions;
l is the length of the pipeline
and then the industrial control system, using the calculated value of λ f , determines the coefficient of operating efficiency of the gas plume, using the algorithm described by the relation
and enters the obtained values of λ f and E into its database, and also simultaneously displays the value of E on the operator console, after which the E value, individual for each gas collection plume, judges the contamination of a particular gas plume and the efficiency coefficient of its operation - its internal contamination surface.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014132399/06A RU2568737C1 (en) | 2014-08-05 | 2014-08-05 | Method of determination of hydraulic resistance factor of gas gathering line in apcs of gas treatment units of gas condensate fields at far north |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014132399/06A RU2568737C1 (en) | 2014-08-05 | 2014-08-05 | Method of determination of hydraulic resistance factor of gas gathering line in apcs of gas treatment units of gas condensate fields at far north |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2568737C1 true RU2568737C1 (en) | 2015-11-20 |
Family
ID=54598126
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014132399/06A RU2568737C1 (en) | 2014-08-05 | 2014-08-05 | Method of determination of hydraulic resistance factor of gas gathering line in apcs of gas treatment units of gas condensate fields at far north |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2568737C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2626098C1 (en) * | 2016-01-20 | 2017-07-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for determining hydraulic resistance coefficient in gas well bore |
| CN109948183A (en) * | 2019-02-01 | 2019-06-28 | 中国石油天然气集团公司 | It is a kind of for determining the J curve method of Process Design of Gas Transmission Pipeline parameter |
| RU2778763C1 (en) * | 2021-06-03 | 2022-08-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (ООО "Газпром добыча Иркутск") | Method for preventing hydrate formation in a gas collection system of gas condensate fields |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2170876C2 (en) * | 2000-07-28 | 2001-07-20 | ООО "Самаратрансгаз" | Method of check of technical state and control of modes of operation of gas transport complex |
| UA39367U (en) * | 2008-09-04 | 2009-02-25 | Дочірня Компанія Національної Акціонерної Компанії "Нафтогаз України" Дк "Укртрансгаз" | Method for determination of hydraulic friction coefficient of cyclone dust separator |
| RU2474753C2 (en) * | 2011-05-05 | 2013-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for determining heat transfer coefficient of gas in gas-collecting train to atmosphere in automated process control systems of complex gas treatment plants of gas-condensate deposits of far north |
-
2014
- 2014-08-05 RU RU2014132399/06A patent/RU2568737C1/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2170876C2 (en) * | 2000-07-28 | 2001-07-20 | ООО "Самаратрансгаз" | Method of check of technical state and control of modes of operation of gas transport complex |
| UA39367U (en) * | 2008-09-04 | 2009-02-25 | Дочірня Компанія Національної Акціонерної Компанії "Нафтогаз України" Дк "Укртрансгаз" | Method for determination of hydraulic friction coefficient of cyclone dust separator |
| RU2474753C2 (en) * | 2011-05-05 | 2013-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for determining heat transfer coefficient of gas in gas-collecting train to atmosphere in automated process control systems of complex gas treatment plants of gas-condensate deposits of far north |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2626098C1 (en) * | 2016-01-20 | 2017-07-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for determining hydraulic resistance coefficient in gas well bore |
| CN109948183A (en) * | 2019-02-01 | 2019-06-28 | 中国石油天然气集团公司 | It is a kind of for determining the J curve method of Process Design of Gas Transmission Pipeline parameter |
| RU2778763C1 (en) * | 2021-06-03 | 2022-08-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (ООО "Газпром добыча Иркутск") | Method for preventing hydrate formation in a gas collection system of gas condensate fields |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP7344201B2 (en) | Cooling water monitoring and control system | |
| CN104976518B (en) | A kind of submerged pipeline leakage monitoring system | |
| EP3033473B1 (en) | Real time mud monitoring | |
| US20120160329A1 (en) | Method and apparatus for monitoring fluids | |
| RU2329371C1 (en) | Method of hydration control in intrafield flowlines of gas and gas-condensate pools in far north | |
| DE102014100855A1 (en) | Systems and methods for monitoring operational processes | |
| FR3066119B1 (en) | SYSTEM AND METHOD FOR MONITORING GAS CONSUMPTION OF A PATIENT | |
| CN108071427B (en) | System and method for performing condition-based maintenance on an engine | |
| RU2568737C1 (en) | Method of determination of hydraulic resistance factor of gas gathering line in apcs of gas treatment units of gas condensate fields at far north | |
| Oberwinkler et al. | From real-time data to production optimization | |
| US20070032994A1 (en) | System and method of flow assurance in a well | |
| CN109154592B (en) | System and sensor unit for monitoring and evaluating the condition of a liquid | |
| CN111417970B (en) | Wet well prediction using real time data | |
| RU2474685C2 (en) | Method of on-line monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in apcs of gas-field sites of oil and gas condensate deposits of far north | |
| Nystad et al. | Technical condition assessment and remaining useful life estimation of choke valves subject to erosion | |
| RU2602774C1 (en) | System for monitoring operation of submersible pump equipment | |
| RU2619602C1 (en) | Method of on-line monitoring of water and sand carry-over with product extracted from well in apcs of gas-field sites of oil and gas condensate deposits of far north | |
| RU2521623C1 (en) | Method for identification of well with variable mass flow rate at well pad | |
| RU2474753C2 (en) | Method for determining heat transfer coefficient of gas in gas-collecting train to atmosphere in automated process control systems of complex gas treatment plants of gas-condensate deposits of far north | |
| WO2015171629A1 (en) | Long-term flow assurance in a transportation system | |
| RU2626098C1 (en) | Method for determining hydraulic resistance coefficient in gas well bore | |
| RU223084U1 (en) | INDICATOR OF CORROSIVE-ABRASIVE WEAR OF WELLWELL EQUIPMENT | |
| Paulsen | A Continuous Decision Support System for Reliability Centred Maintenance Planning. | |
| US11867546B2 (en) | Method and system for wireless flow sensing of manually operated valves | |
| EP3971670A1 (en) | Machine diagnostic based on substance analysis |