RU2691419C1 - Control method of technological modes of gas field - Google Patents

Control method of technological modes of gas field Download PDF

Info

Publication number
RU2691419C1
RU2691419C1 RU2018120532A RU2018120532A RU2691419C1 RU 2691419 C1 RU2691419 C1 RU 2691419C1 RU 2018120532 A RU2018120532 A RU 2018120532A RU 2018120532 A RU2018120532 A RU 2018120532A RU 2691419 C1 RU2691419 C1 RU 2691419C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
parameters
compression
field
hpa
Prior art date
Application number
RU2018120532A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Георгий Анатольевич Хворов
Михаил Александрович Воронцов
Снежанна Александровна Нурдинова
Владислав Анатольевич Маришкин
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск"
Priority to RU2018120532A priority Critical patent/RU2691419C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2691419C1 publication Critical patent/RU2691419C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F7/00—Methods or arrangements for processing data by operating upon the order or content of the data handled

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to the field of gas and oil and gas industry and, in particular, to the field of control of technological modes of gas field. According to the method, at first measurement of thermobaric parameters, gas flow parameters characterizing volumes of gas for compression, parameters describing operating mode of compression stages of booster compressor station (BCS) and operation mode of gas transfer units – gas compressor units, parameters of installed compressor equipment characteristics, fuel gas flow of each gas compressor unit in each of the compression stages of BCS. Results are then recorded in a predetermined database. Performing calculations of fuel gas flow rate specific indices in the period under review, relative deviations of fuel consumption and fuel consumption in the considered and previous period. Then one performs comparison of specific fuel gas (FG) flow rate taking into account reduction to operation conditions of the previous period. Based on the comparison results, the conclusion is made on the need to change the operating modes of the field.EFFECT: improving energy efficiency of gas field due to possibility of integrated use of dynamics of energy efficiency indicators and parameters of operation modes.1 cl, 6 dwg

Description

Способ управления технологическими режимами газового промысла предназначен для использования в области газовой и нефтегазовой промышленности и относится к способам управления технологическими режимами, а также определения и оперативного анализа отдельных показателей эффективности технологического комплекса. Способ позволяет провести оценку эффективности и корректировку режимов работы промыслового технологического комплекса в целом.The method of controlling the technological regimes of the gas field is intended for use in the gas and oil and gas industry and relates to methods of controlling technological regimes, as well as the definition and operational analysis of individual indicators of the efficiency of the technological complex. The method allows to assess the effectiveness and adjustment of operating modes of the field technological complex as a whole.

Газовые промыслы (ГП) эксплуатируются в условиях снижения пластового давления, что приводит к увеличению удельного показателя расхода топливного газа на компримирование (отношение затрат топливного газа к объемам, поступающим для компримирования). Данное обстоятельство иллюстрируют графики, представленные на Фиг. 1 и Фиг. 2: на Фиг. 1 показан пример динамики давления газа на входе в дожимную компрессорную станцию (ДКС) и производительности ДКС, на Фиг. 2 показан пример динамики удельного показателя расхода топливного газа для ДКС. Как видно из Фиг. 2, по мере снижения добычи и пластового давления, удельные топливные затраты возрастают. Это приводит к ухудшению показателей энергоэффективности ГП в течение всего жизненного цикла месторождения, так как основные затраты топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) на газовых промыслах (более 90%) приходятся на топливный газ, который затрачивается при компримировании добываемого газа на ДКС. Поэтому, управление технологическими режимами промысла с целью повышения его энергоэффективности, в основном, осуществляется путем повышения энергетической эффективности работы ДКС.Gas fields (GP) are operated under conditions of reduced reservoir pressure, which leads to an increase in the specific indicator of fuel gas consumption for compression (ratio of fuel gas consumption to volumes supplied for compression). This circumstance is illustrated by the graphs presented in FIG. 1 and FIG. 2: in FIG. 1 shows an example of the dynamics of the gas pressure at the inlet to the booster compressor station (DKS) and the productivity of the DKS, FIG. Figure 2 shows an example of the dynamics of the specific indicator of fuel gas consumption for the DCS. As can be seen from FIG. 2, as production and reservoir pressure decrease, the specific fuel costs increase. This leads to a deterioration in the energy efficiency of the gas supply unit during the entire life cycle of the field, since the main costs of fuel and energy resources (FER) in gas fields (more than 90%) fall on fuel gas, which is spent when compressing the produced gas in the BCS. Therefore, the management of technological modes of fishing in order to improve its energy efficiency, mainly carried out by increasing the energy efficiency of the booster system.

Удельный показатель расхода топливного газа на компримирование ДКС определяется показателями эксплуатации технологического объекта (т.е. внешними условиями относительно рассматриваемого технологического объекта) и эффективностью технологического оборудования (т.е. внутренними параметрами технологического объекта). Причем возрастающий характер удельного показателя расхода топливного газа, в основном, предопределен спецификой изменения условий эксплуатации промысловых технологических систем по мере разработки месторождения, т.е. внешними условиями.The specific rate of fuel gas consumption for the compression of the booster system is determined by the performance of the technological object (ie, external conditions relative to the process object) and the efficiency of the process equipment (ie, internal parameters of the technological object). Moreover, the increasing nature of the specific indicator of fuel gas consumption is mainly predetermined by the specifics of changes in the operating conditions of field process systems as the field develops, i.e. external conditions.

Проблема, на решение которой направлено заявленное техническое решение, заключается в сложности оперативного выявления причин изменения удельного показателя расхода топливного газа на промысловой ДКС и в оперативном принятии обоснованного решения об изменении режимов работы ГП для улучшения (снижения) данного показателя. Таким образом, задачей заявленного технического решения является формирование способа управления технологическими режимами газового промысла, при реализации которого можно оценивать влияние основных факторов эксплуатации на энергоэффективность процесса компримирования газа на ДКС, что в свою очередь оказало бы существенное влияние на оперативность и корректность оценки удельного показателя расхода топливного газа, на основании чего можно сделать вывод о необходимости изменения технологического режима ГП.The problem that the claimed technical solution addresses is the difficulty of quickly identifying the reasons for the change in the specific indicator of fuel gas consumption in the field BPS and in making an informed decision about changing the operating mode of the mainframe to improve (reduce) this indicator. Thus, the objective of the claimed technical solution is the formation of a method for controlling the technological regimes of the gas field, the implementation of which can be used to evaluate the impact of the main operational factors on the energy efficiency of the gas compression process on the DCS, which in turn would have a significant impact on the efficiency and correctness of the specific fuel consumption indicator gas, on the basis of which it can be concluded about the need to change the process mode GP.

Технический результат, на достижение которого направлено заявленное техническое решение, состоит в повышении энергоэффективности газового промысла на основе комплексного анализа динамики показателей энергоэффективности и параметров режимов работы.The technical result, the achievement of which the claimed technical solution is aimed at, is to increase the energy efficiency of the gas field on the basis of a comprehensive analysis of the dynamics of energy efficiency indicators and parameters of operation modes.

Указанный технический результат достигается за счет разработки способа управления технологическими режимами газового промысла (ГП), в ходе которого сначала проводят измерение термобарических параметров, параметров расхода газа, характеризующих объемы газа, поступающего для компримирования; параметров, характеризующих режим работы ступеней сжатия дожимной компрессорной станции (ДКС) и режим работы газоперекачивающих агрегатов (ГПА), параметров характеристик установленного компрессорного оборудования, расхода топливного газа каждого ГПА в каждой из ступеней сжатия ДКС, после определения всех вышеперечисленных параметров результаты фиксируют в заранее разработанной базе данных, выполняют расчеты удельных показателей расхода топливного газа в рассматриваемый период, относительных отклонений показателей эксплуатации и удельных показателей расхода топливного газа в рассматриваемый и предыдущий периоды, после чего осуществляют сравнение показателей удельного расхода топливного газа (ТГ) в предыдущий период и рассматриваемый период с учетом приведения к условиям эксплуатации предыдущего периода, а затем на основании результатов сравнения делают вывод о необходимости изменения технологических режимов работы ГП, причем в качестве измеряемых термобарических параметров берут давление компримируемого природного газа на входе и выходе каждой из ступеней сжатия промысловой ДКС и температуру компримируемого природного газа на входе для каждой из ступеней сжатия промысловой ДКС, в качестве измеряемых параметров расходов берут расход компримируемого газа, передаваемого с промысла потребителю, массовый расход газа, компримируемого в газовых центробежных компрессорах (ЦБК), входящих в состав ГПА, а также дополнительные объемы газа, поступающего для компримирования на каждую ступень сжатия ДКС, в качестве параметра, характеризующего режим работы ступеней сжатия ДКС, берут степень открытия перепускного клапана на байпасной линии ступени сжатия, в качестве параметра, характеризующего режим работы ГПА, берут частоту вращения ротора ГПА, а в качестве параметров характеристики установленного компрессорного оборудования берут максимальную и минимальную объемные производительности газового ЦБК ГПА при фактических термобарических условиях на входе в него и при номинальной частоте вращения ротора, при этом значения максимальной и минимальной производительностей определяют в результате проведения помпажных тестов и газодинамических испытаний ЦБК в эксплуатационных условиях.This technical result is achieved by developing a method for controlling the technological regimes of the gas field (GP), during which we first carry out the measurement of thermobaric parameters and gas flow parameters characterizing the volumes of gas supplied for compression; the parameters characterizing the operation mode of compression stages of the booster compressor station (DKS) and the operation of gas pumping units (HPU), the parameters of the characteristics of the installed compressor equipment, the fuel gas consumption of each HPA in each of the compression stages of the DKS, after determining all the above parameters, the results are fixed in a pre-designed database, perform calculations of specific indicators of fuel gas consumption in the period under review, the relative deviations of the performance indicators and individual indicators of fuel gas consumption in the considered and previous periods, after which they compare the specific consumption of fuel gas (TG) in the previous period and the period under consideration, taking into account the adjustment of the previous period to the operating conditions, and then, based on the comparison results, they conclude that operating modes of the gas generator, moreover, the pressure of the compressed natural gas at the inlet and outlet of each of the steps is taken as the measured thermobaric parameters compression of the field DKS and temperature of the compressed natural gas at the inlet for each of the stages of compression of the field DKS, the measured flow rate parameters are the flow rate of the compressed gas transferred from the field to the consumer, the mass flow rate of the gas compressed in gas centrifugal compressors (CSC) that are part of the gas compressor unit , as well as additional volumes of gas supplied for compression at each compression level of the DCS, as a parameter characterizing the operation mode of the compression stages of the DCS, take the opening degree The overpressure valve on the bypass line of the compression stage, as a parameter characterizing the HPA operating mode, takes the HPU rotor speed, and the maximum and minimum volumetric performances of the gas pulp mill HPA with actual temperature and pressure at the entrance to it and at the nominal frequency of rotation of the rotor, while the values of the maximum and minimum performance are determined as a result of carrying out surge tests and gasoline testing of PPM under operational conditions.

Сущность заявленного изобретения поясняется ниже.The essence of the claimed invention is explained below.

Для обоснования необходимости оценки каждого параметра, оказывающего существенное влияние на энергоэффективность ДКС, представлено описание основных элементов ДКС и показано влияние параметров режимов ее работы на показатели энергоэффективности на основе анализа соответствующих расчетных зависимостей.To substantiate the need to evaluate each parameter that has a significant impact on the energy efficiency of a DCS, a description of the main elements of the DCS is presented and the effect of its operating mode parameters on energy efficiency indicators based on an analysis of the relevant calculated dependencies is shown.

ДКС включает в себя несколько ступеней сжатия, на каждой из которых установлены ГПА, в состав которых входят газовые ЦБК, оснащенные индивидуальными сужающими расходомерными устройствами (конфузорами).DKS includes several stages of compression, on each of which are installed GPU, which include gas PPM, equipped with individual narrowing flow metering devices (confusor).

На Фиг. 3 представлена схема газотурбинного ГПА с ЦБК в составе ДКС (ГТУ - газотурбинные установки). На Фиг. 4 представлена структурная схема трехступенчатой ДКС, на которой показаны: 1, 2, 3 - ступени сжатия ДКС, 4 - газовые измерительные станции (ГИС), 5 - перепускные клапана, Qкомпр - объем компримируемого газа, поступающего на вход в ступени сжатия ДКС,

Figure 00000001
- дополнительный объем компримируемого газа, поступающего на ступени сжатия ДКС, QГИС - объем компримируемого газа, передаваемого с газового промысла потребителю, измеряемый на газо-измерительной станции.FIG. 3 shows a diagram of a gas turbine gas compressor unit with a pulp and paper mill as part of a booster compressor station (GTU - gas turbine units). FIG. 4 shows a block diagram of a three-stage DKS, which shows: 1, 2, 3 — DX compression stages, 4 — gas measuring stations (GIS), 5 — bypass valves, Q compr — the volume of compressed gas entering the entrance to the DCC compression stages,
Figure 00000001
- additional volume of compressed gas entering the compression stage of the DCS; Q GIS is the volume of compressed gas transferred from the gas field to the consumer, measured at the gas measuring station.

В общем случае, ступени ДКС могут работать с различной производительностью, т.к. на них могут, как показано на Фиг. 4, подавать дополнительные объемы компримируемого газа вследствие индивидуальных технологических особенностей технологического объекта.In general, DCS stages can operate with different capacities, since they can, as shown in FIG. 4, to supply additional volumes of compressed gas due to individual technological features of the technological object.

Уровень потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) на ДКС в основном определяется потреблением топливного газа (ТГ), в качестве показателя энергоэффективности ДКС используют удельный показатель расхода ТГ.The level of consumption of fuel and energy resources (TER) on the BCS is mainly determined by the consumption of fuel gas (TG), as the indicator of energy efficiency of the DCS uses the specific indicator of the consumption of TG.

Значение расхода ТГ дожимной компрессорной станции

Figure 00000002
, тыс. м3, рассчитывают по формуле:TG consumption value of the booster compressor station
Figure 00000002
, thousand m 3 , calculated by the formula:

Figure 00000003
Figure 00000003

гдеWhere

i - порядковый номер ступеней сжатия ДКС;i is the ordinal number of compression stages of BCS;

j - порядковый номер ГПА в ступени сжатия ДКС;j is the ordinal number of HPA in the compression stage of the LCS;

Figure 00000004
- количество ступеней сжатия ДКС;
Figure 00000004
- the number of compression stages DKS;

Figure 00000005
- количество рабочих ГПА в i-ой ступени сжатия ДКС;
Figure 00000005
- the number of workers HPA in the i-th compression stage DKS;

Figure 00000006
-расход топливного газа одного j-го ГПА в i-ой ступени сжатия ДКС, тыс.м3/сут, который определяется по формуле:
Figure 00000006
- fuel consumption of one j-th GPU in the i-th compression stage of the booster compressor station, thousand m 3 / day, which is determined by the formula:

Figure 00000007
Figure 00000007

где:Where:

Figure 00000008
- массовый расход газа, компримируемого в газовых ЦБК, входящих в состав ГПА, кг/с;
Figure 00000008
- mass flow rate of gas compressed in gas pulp and paper mills that make up the HPA, kg / s;

Figure 00000009
- низшая теплота сгорания топливного газа, кДж/м3;
Figure 00000009
- net calorific value of the fuel gas, kJ / m 3 ;

Figure 00000010
- КПД работы газоперекачивающего оборудования в ступени сжатия, которое зависит от КПД газотурбинного привода ГПА, политропного КПД газового ЦБК и механического КПД газоперекачивающего агрегата.
Figure 00000010
- Efficiency of gas pumping equipment operation in the compression stage, which depends on the efficiency of the gas-turbine drive HPA, polytropic efficiency of the gas pulp and paper mill and the mechanical efficiency of the gas pumping unit.

Figure 00000011
- удельная полезная политропная работа, кДж/кг, которую
Figure 00000011
- specific useful polytropic work, kJ / kg, which

рассчитывают по формуле:

Figure 00000012
где:calculated by the formula:
Figure 00000012
Where:

R - газовая постоянная, кДж/(кг⋅К);R is the gas constant, kJ / (kg⋅K);

zH - коэффициент сжимаемости газа;z H — gas compressibility factor;

Figure 00000013
-температура газа на входе в ступень сжатия, К;
Figure 00000013
- gas temperature at the inlet to the compression stage, K;

mv - объемный показатель политропного процесса;m v is a volume indicator of a polytropic process;

εi - отношение давлений в ступени сжатия вычисляют по формуле:ε i - the ratio of pressures in the compression stage is calculated by the formula:

Figure 00000014
Figure 00000014

где:Where:

Figure 00000015
- давление компримируемого природного газа на выходе ступени сжатия ДКС, МПа;
Figure 00000015
- pressure of compressed natural gas at the output of the compression stage of the DCS, MPa;

Figure 00000016
- давление компримируемого природного газа на входе ступени сжатия ДКС, МПа;
Figure 00000016
- pressure of compressed natural gas at the inlet of the compression stage DKS, MPa;

Удельный показатель расхода топливного газа

Figure 00000017
(м3 / тыс.ст.м3 - кубометры ТГ, затраченного для компримирования тысячи кубометров газа) на единицу добычи газа определяется по формуле:Specific consumption of fuel gas
Figure 00000017
(m 3 / thousand m 3 - cubic meters of TG spent to compress thousands of cubic meters of gas) per unit of gas production is determined by the formula:

Figure 00000018
Figure 00000018

где

Figure 00000019
- коэффициент перепуска газового ЦБК, который определяет количество газа, перепускаемого со стороны нагнетания - выхода из ступени сжатия - на вход в нее, определяют по формуле:Where
Figure 00000019
- the ratio of the bypass of the gas pulp and paper mill, which determines the amount of gas being bypassed from the discharge side - exit from the compression stage - to the entrance to it, is determined by the formula:

Figure 00000020
Figure 00000020

где

Figure 00000021
- объем компримируемого газа, поступающего на вход в ступень сжатия ДКС, определяется как сумма показаний индивидуальных расходомерных устройств ГПА в ступени, млн м3:Where
Figure 00000021
- the volume of compressed gas entering the compression stage of the booster compressor station is defined as the sum of the readings of individual HPU flow meter devices in the stage, million m 3 :

Figure 00000022
Figure 00000022

где

Figure 00000023
- объем газа, компримируемого в центробежном компрессоре j-го ГПА, определенного по показаниям конфузора;Where
Figure 00000023
- the volume of gas to be compressed in a centrifugal compressor of the jth HPA, determined according to the indications of the confuser;

Figure 00000024
- объем компримируемого газа на выходе ступени сжатия ДКС, млн м3, рассчитывают по формуле:
Figure 00000024
- the volume of compressed gas at the output of the compression stage of the DCS, million m 3 , is calculated by the formula:

Figure 00000025
Figure 00000025

где

Figure 00000026
- объем компримируемого газа, перепускаемого со стороны нагнетания - выхода из ступени сжатия - на вход в нее. Значение
Figure 00000027
может быть определено, когда известны объемы компримируемого газа, передаваемого с газового промысла потребителю, измеряемый на газо-измерительной станции QГИС, и дополнительные объемы газа, поступающего для компримирования на вход последующих ступеней сжатия. Расчет осуществляют по формуле:Where
Figure 00000026
- the volume of compressed gas re-flown from the discharge side - exit from the compression stage - to the entrance to it. Value
Figure 00000027
It can be determined when the volumes of the compressed gas transferred from the gas field to the consumer, measured at the gas measuring station Q GIS , and the additional volumes of gas supplied for compression at the input of subsequent compression stages are known. The calculation is carried out according to the formula:

Figure 00000028
Figure 00000028

гдеWhere

Figure 00000029
- количество ступеней сжатия на ДКС;
Figure 00000029
- the number of compression stages on the ACS;

i - порядковый номер ступени сжатия ДКС;i is the sequence number of the compression stage of the BCS;

Figure 00000030
- дополнительные объемы компримируемого газа, подаваемого на вход i-ой ступени.
Figure 00000030
- additional volumes of compressed gas supplied to the input of the i-th stage.

Для реализации разработанного способа выделяют основные параметры режимов работы ступеней ДКС и ГПА, на основании которых оценивают основные показатели энергоэффективности (формулы (1) и (3)) промысловой ДКС, разрабатывают базу данных для фиксации результатов измерений, фиксируют результаты измерений в базе данных. Базу данных разрабатывают с учетом особенностей рассматриваемой ДКС (количество ступеней сжатия, количество ГПА, наличие дополнительных потоков газа для компримирования).For the implementation of the developed method, the main parameters of the operation modes of the DCS and HPA stages are selected, on the basis of which the basic energy efficiency indicators (formulas (1) and (3)) of the field DCS are evaluated, a database is developed to record the measurement results, and the measurement results are recorded in the database. The database is developed taking into account the peculiarities of the considered DCS (the number of compression stages, the number of HPA, the presence of additional gas streams for compression).

Из формул (1)-(9) следует перечень параметров, которые необходимо измерить для оценки энергетической эффективности ДКС, так прежде всего необходимо измерить:From the formulas (1) - (9) follows a list of parameters that need to be measured to assess the energy efficiency of a BCS, so first of all it is necessary to measure:

а) параметры расхода газа, характеризующие объемы газа для компримирования:a) gas consumption parameters characterizing the volumes of gas for compression:

- объем компримируемого газа, передаваемого с промысла потребителю (измеряют на газовых измерительных станциях промысла), QГИС;- the volume of compressed gas transferred from the field to the consumer (measured at the gas measuring stations of the field), Q GIS ;

- массовый расход газа, компримируемого в газовых ЦБК в составе ГПА

Figure 00000031
(измеряют на индивидуальных сужающих расходомерных устройствах ГПА, входящих в состав каждого ГПА);- mass flow rate of gas compressed in gas pulp and paper mills as part of gas compressor units
Figure 00000031
(measured on individual narrowing flow metering devices HPA, which are part of each HPA);

- все дополнительные объемы газа, поступающего для компримирования на каждую ступень ДКС,

Figure 00000032
(измеряют сужающими расходомерными устройствами).- all additional volumes of gas supplied for compression at each stage of the BCS,
Figure 00000032
(measured by restricting flow meters).

Указанные величины расходов газа учитывают вследствие их необходимости для определения объемов природного газа, который компримируют в отдельно взятой ступени сжатия, что в свою очередь определяет значения расхода топливного газа

Figure 00000033
и удельного показателя расхода топливного газа
Figure 00000034
(формулы (1), (2) и (5));These gas flow rates are taken into account because of their need to determine the volumes of natural gas that is compressed in a single compression stage, which in turn determines the fuel gas consumption values
Figure 00000033
and specific rate of fuel gas consumption
Figure 00000034
(formulas (1), (2) and (5));

б) термобарические параметры - давление

Figure 00000035
,
Figure 00000036
компримируемого газа на входе и выходе каждой из ступеней сжатия промысловой ДКС, и температура
Figure 00000037
компримируемого газа на входе каждой из ступеней сжатия промысловой ДКС, измерения проводятся с использованием штатных средств измерения ГПА.b) thermobaric parameters - pressure
Figure 00000035
,
Figure 00000036
compressed gas at the inlet and outlet of each of the compression stages of the field DCS, and the temperature
Figure 00000037
compressed gas at the inlet of each of the compression stages of the field DKS, measurements are performed using standard means of measuring the HPA.

Указанные выше термобарические параметры, измеряемые на каждой из ступеней сжатия промысловой ДКС, важны потому, что определяют значение удельной политропной работы

Figure 00000038
сжатия (формула (3)), которая в свою очередь влияет на значения расхода топливного газа
Figure 00000033
и удельного показателя расхода топливного газа
Figure 00000034
(формулы (1), (2) и (5));The above thermobaric parameters, measured at each of the compression stages of the field DCS, are important because they determine the value of specific polytropic work
Figure 00000038
compression (formula (3)), which in turn affects the values of fuel gas consumption
Figure 00000033
and specific rate of fuel gas consumption
Figure 00000034
(formulas (1), (2) and (5));

в) расход

Figure 00000039
топливного газа каждого газоперекачивающего агрегата (ГПА) в каждой ступени сжатия ДКС (измеряют расходомерными устройствами в составе топливной системы ГПА).c) consumption
Figure 00000039
fuel gas of each gas pumping unit (HPA) in each stage of compression of the DCS (measured by flow metering devices in the composition of the HPA fuel system).

Этот параметр необходим для определения суммарного потребления

Figure 00000040
топливного газа на ДКС (формула (1));This parameter is required to determine the total consumption.
Figure 00000040
fuel gas for BCS (formula (1));

г) параметр, характеризующий режим работы ступеней сжатия ДКС -степень открытия перепускного клапана,d) a parameter characterizing the mode of operation of the compression stages of the LCS - the degree of opening of the bypass valve,

причем, величина открытия перепускного клапана определяется значением коэффициента

Figure 00000041
перепуска газового ЦБК (формула (6)), который влияет на удельный показатель
Figure 00000042
расхода топливного газа (формула (5)). В проектных условиях эксплуатации, данный перепускной клапан должен быть полностью закрыт, но на практике неизбежно возникают отклонения от проектных условий, при которых это невозможно обеспечить, поэтому необходимо следить за поддержанием минимально-необходимого процента раскрытия перепускного клапана (Фиг. (4)) в результате мониторинга значения коэффициента
Figure 00000043
;moreover, the opening value of the bypass valve is determined by the value of the coefficient
Figure 00000041
the bypass of the gas pulp and paper mill (formula (6)), which affects the specific indicator
Figure 00000042
fuel gas consumption (formula (5)). Under design operating conditions, this bypass valve must be completely closed, but in practice deviations from design conditions inevitably arise under which this cannot be achieved, therefore, it is necessary to ensure that the minimum required percentage of opening of the bypass valve (Fig. (4)) is maintained as a result monitoring coefficient value
Figure 00000043
;

д) параметр, характеризующий режим работы ГПА - частота вращения ротора газоперекачивающего аппарата, измерение проводится с использованием штатных средств измерения ГПА,e) a parameter characterizing the HPA operating mode - the rotor speed of the gas pumping apparatus, the measurement is carried out using standard HPA measuring instruments,

причем, значение частоты вращения ротора ГПА необходимо для того, чтобы определить, какой области газодинамической характеристики соответствует текущий режим работы агрегата. Традиционный вид газодинамической характеристики представлен на Фиг. 5;moreover, the value of the rotation frequency of the HPA rotor is necessary in order to determine which area of the gas-dynamic characteristic corresponds to the current mode of operation of the unit. The traditional view of the gas-dynamic characteristic is presented in FIG. five;

е) параметры характеристик установленного компрессорного оборудования - максимальная

Figure 00000044
и минимальная
Figure 00000045
объемная производительности газового ЦБК ГПА при фактических термобарических условиях на входе в него и при номинальной частоте вращения ротора. Значения максимальной и минимальной производительностей определяют в результате проведения помпажных тестов и газодинамических испытаний ЦБК в эксплуатационных условиях.e) parameters of the characteristics of the installed compressor equipment - maximum
Figure 00000044
and minimal
Figure 00000045
volumetric performance of gas PPM HPA under actual temperature and pressure conditions at the entrance to it and at the nominal rotor speed. Values of maximum and minimum performance are determined as a result of surge tests and gas-dynamic tests of the pulp-and-paper mill under operational conditions.

В ходе эксплуатации проводят газодинамические испытания для определения фактического вида газодинамической характеристики (ГДХ) и специализированные помпажные тесты для определения минимальной производительности ЦБК, при которой обеспечивается его устойчивая работа без ярко выраженной вибрации элементов оборудования. Это необходимо для того, чтобы объективно оценивать показатели энергоэффективности текущего режима работы ГПА и область параметров, при которых обеспечивается безопасность эксплуатации, а также для того, чтобы определить значения минимальной

Figure 00000045
и максимальной
Figure 00000044
объемных производительностей газа на входе в ЦБК газоперекачивающего агрегата при фактических термобарических условиях на входе в ЦБК и при номинальной частоте вращения ротора ЦБК (ГПА). Газодинамическая характеристика (ГДХ) ЦБК - это графическая зависимость, описывающая взаимосвязь основных технологических показателей работы газового ЦБК, ее наиболее распространенный вид в координатах «объемный расход-отношение давлений на выходе и на входе в ЦБК» представлен на Фиг. 5. Получив ГДХ в таком виде по результатам газодинамических испытаний, по ней определяют значения
Figure 00000046
и
Figure 00000047
при номинальной частоте вращения ротора ЦБК (значение номинальной частоты вращения указывают в технической документации). Как показано на Фиг. 5:
Figure 00000048
определяют для крайней левой точки при номинальной частоте вращения ротора ЦБК, а
Figure 00000049
для крайней правой точке при номинальной частоте вращения ротора ЦБК. Определение указанных выше значений
Figure 00000050
и
Figure 00000051
необходимо для оперативной оценки эффективности фактического режима работы ДКС. По величине максимальной производительности
Figure 00000052
оценивают минимально необходимое количество рабочих ГПА и оперативно выявляют «лишний» включенный агрегат. По величине минимальной производительности
Figure 00000053
оценивают минимальную степень открытия перепускного «байпасного» клапана (Фиг. 4), необходимую для реализации текущего режима работы ступени сжатия.During operation, gas-dynamic tests are carried out to determine the actual type of gas-dynamic characteristics (GDH) and specialized surge tests to determine the minimum performance of the pulp-and-paper mill, which ensures its stable operation without pronounced vibration of the equipment elements. This is necessary in order to objectively evaluate the energy efficiency indicators of the current operation mode of the gas compressor units and the range of parameters for which operational safety is ensured, as well as to determine the minimum
Figure 00000045
and maximum
Figure 00000044
volumetric gas production at the inlet to the pulp and paper mill of the gas-pumping unit under the actual temperature and pressure conditions at the inlet to the pulp and paper mill and at the nominal rotor speed of the pulp and paper mill (HPA). The gas-dynamic characteristic (GDH) of a pulp-and-paper plant is a graphical dependence describing the interrelation of the main technological parameters of a gas pulp and paper mill, its most common form in the coordinates “volume flow-ratio of pressures at the outlet and at the inlet to the pulp-and-paper mill” is shown in FIG. 5. Having obtained HDH in this form according to the results of gas-dynamic tests, the values
Figure 00000046
and
Figure 00000047
at the nominal frequency of rotation of the rotor of the pulp and paper mill (the value of the nominal speed of rotation is indicated in the technical documentation). As shown in FIG. five:
Figure 00000048
determine for the leftmost point at the nominal frequency of rotation of the rotor of the pulp and paper mill, and
Figure 00000049
for the rightmost point at the nominal rotor speed of the pulp and paper mill. Definition of the above values
Figure 00000050
and
Figure 00000051
necessary for rapid assessment of the effectiveness of the actual mode of operation of the BCS. Largest performance
Figure 00000052
estimate the minimum required number of working HPU and promptly identify the "extra" included unit. By the value of the minimum performance
Figure 00000053
estimate the minimum degree of opening of the bypass "bypass" valve (Fig. 4) necessary to implement the current mode of operation of the compression stage.

Измерив (определив) указанные выше параметры, результаты заносят в заранее разработанную базу данных.Measuring (determining) the above parameters, the results are entered into a pre-developed database.

Разработанный способ позволяет определить степень влияния внешних и внутренних показателей эксплуатации на показатель удельного расхода топливного газа. Структура и характер влияния показателей эксплуатации становятся очевидным из рассмотрения основных расчетных зависимостей для расхода топливного газа и удельного показателя расхода топливного газа промысловой ДКС с газотурбинными ГПА. Из анализа формул (1)-(4) следует, что к внешним параметрам, определяющими расход топливного газа и удельный показатель

Figure 00000054
расхода топливного газа, относятся температура
Figure 00000055
компримируемого газа на входе каждой ступени ДКС (см. 3), давления
Figure 00000056
,
Figure 00000057
компримируемого газа на входе и на выходе каждой ступени сжатия ДКС (4). К внутренним - коэффициент
Figure 00000058
полезного действия (2), который зависит как от режима, так и от технического состояния оборудования.The developed method allows to determine the degree of influence of external and internal indicators of operation on the rate of specific consumption of fuel gas. The structure and nature of the impact of operating indicators becomes apparent from consideration of the main design dependencies for fuel gas consumption and the specific indicator of fuel gas consumption in field BFC with gas-turbine gas compressor units. From the analysis of formulas (1) - (4) it follows that the external parameters that determine the consumption of fuel gas and the specific indicator
Figure 00000054
fuel gas flow rates include temperature
Figure 00000055
compressed gas at the inlet of each stage of the DCS (see 3), pressure
Figure 00000056
,
Figure 00000057
compressed gas at the inlet and at the outlet of each compression stage of the DCS (4). To internal - coefficient
Figure 00000058
efficiency (2), which depends on both the mode and the technical condition of the equipment.

Для количественного анализа влияния каждого из параметров режима работы ДКС, оказывающих существенное влияние на показатели энергоэффективности, рассчитывают значения относительных отклонений удельных показателей расхода топливного газа и относительных отклонений параметров режимов работы ДКС в рассматриваемый (текущий) период относительно предыдущего периода. Расчет осуществляют по формулам вида:For a quantitative analysis of the impact of each of the DCS operating mode parameters that have a significant impact on energy efficiency indicators, calculate the values of relative deviations of specific indicators of fuel gas consumption and relative deviations of the parameters of DCS operation modes in the considered (current) period relative to the previous period. The calculation is carried out according to the formulas:

Figure 00000059
Figure 00000059

гдеWhere

XT - значение параметра, для текущего периода;X T - parameter value for the current period;

ХП - значение параметра, для предыдущего периода. При этом продолжительность сравниваемых периодов должна быть одинаковой.Х П - parameter value, for the previous period. In this case, the duration of the compared periods should be the same.

Удельный показатель расхода топливного газа в рассматриваемый период рассчитывают по формуле (5). Для сравнения удельных показателей расхода топливного газа их приводят к сопоставимым условиям эксплуатации предыдущего периода. Процесс определения удельных показателей расхода топливного газа в рассматриваемый период, приведенных к условиям эксплуатации предыдущего периода осуществляется следующим образом: из общего изменения удельного показателя расхода топливного газа (в текущий период эксплуатации относительно предыдущего) вычитается доля изменения, обусловленная влиянием внешних параметров эксплуатации. После этого выполняется оценка возможности влияния на внутренние параметры. Физический смысл данного приведения проиллюстрируем, используя формулу для изменения удельного показателя расхода топливного газа (в текущий период эксплуатации относительно предыдущего) в ступени сжатия

Figure 00000060
в виде относительных отклонений:The specific rate of fuel gas consumption in the period under consideration is calculated by the formula (5). For comparison, the specific indicators of fuel gas consumption lead to comparable operating conditions of the previous period. The process of determining specific indicators of fuel gas consumption in the period in question, reduced to the operating conditions of the previous period, is as follows: the share of change due to the influence of external parameters of operation is subtracted from the total change in the specific indicator of fuel gas consumption (in the current period of operation relative to the previous one). After that, an assessment is made of the possibility of influencing the internal parameters. We illustrate the physical meaning of this reduction using the formula for changing the specific indicator of fuel gas consumption (in the current period of operation relative to the previous one) in the compression stage
Figure 00000060
in the form of relative deviations:

Figure 00000061
Figure 00000061

где:Where:

Figure 00000062
- относительное изменение значения низшей теплоты сгорания топливного газа в текущий период эксплуатации относительно предыдущего, %;
Figure 00000062
- the relative change in the value of the lowest heat of combustion of the fuel gas in the current period of operation relative to the previous one,%;

δR - относительное изменение значения газовой постоянной в текущий период эксплуатации относительно предыдущего, %;δR is the relative change in the value of the gas constant in the current period of operation relative to the previous one,%;

Figure 00000063
- относительное изменение значения КПД работы газоперекачивающего оборудования в ступени сжатия в текущий период эксплуатации относительно предыдущего, %;
Figure 00000063
- relative change in the efficiency of the gas pumping equipment in the compression stage in the current period of operation relative to the previous one,%;

Figure 00000064
- относительное изменение значения удельной полезной политропной работы в текущий период эксплуатации относительно предыдущего, %;
Figure 00000064
- relative change in the value of the specific useful polytropic work in the current period of operation relative to the previous one,%;

δKn - относительное изменение значения удельной полезной политропной работы в текущий период эксплуатации относительно предыдущего, %;δK n is the relative change in the value of the specific useful polytropic work in the current period of operation relative to the previous one,%;

Расчет отклонений параметров в формуле (11)

Figure 00000065
, δR,
Figure 00000066
, δKn осуществляют по формулам вида (10), а изменение
Figure 00000067
осуществляется на основании оценки изменения показателей эксплуатации, указанных ранее (объемы компримируемого газа и термобарические параметры, параметры, характеризующие режим работы ГПА и ступени сжатия) по формуле:Calculation of deviations of parameters in the formula (11)
Figure 00000065
, δR,
Figure 00000066
, δK n carry out according to the formulas of the form (10), and the change
Figure 00000067
It is carried out on the basis of an assessment of changes in operating parameters specified earlier (volumes of gas being compressed and thermobaric parameters, parameters characterizing the mode of operation of the gas compressor units and compression stages) according to the formula:

Figure 00000068
Figure 00000068

где

Figure 00000069
,
Figure 00000070
,
Figure 00000071
- коэффициенты влияния соответствующих показателей эксплуатации на политропную работу сжатия, которые определяются в зависимости от вида оборудования и параметров режимов работы данного оборудования в предыдущий период работы ступени сжатия ДКС.Where
Figure 00000069
,
Figure 00000070
,
Figure 00000071
- the coefficients of the impact of the relevant indicators of operation on polytropic compression work, which are determined depending on the type of equipment and parameters of operating modes of this equipment in the previous period of operation of the compression stage of the LCS.

В формуле (11) четко прослеживается влияние внешних и внутренних показателей эксплуатации ступени сжатия ДКС на удельный показатель расхода топливного газа: значения

Figure 00000072
, δR,
Figure 00000073
обусловлены изменением внешних показателей эксплуатации ДКС, а
Figure 00000074
и
Figure 00000075
- внутренних. Таким образом, оценку влияния внешних параметров на изменение удельного показателя расхода ТГ можно рассчитать по формуле:In formula (11), the influence of external and internal indicators of the operation of the compression stage of the booster system on the specific indicator of fuel gas consumption is clearly visible: values
Figure 00000072
, δR,
Figure 00000073
due to changes in the external performance indicators of the booster system;
Figure 00000074
and
Figure 00000075
- internal. Thus, the assessment of the influence of external parameters on the change in the specific TG consumption rate can be calculated by the formula:

Figure 00000076
Figure 00000076

где:Where:

Figure 00000077
- относительное изменение значения низшей теплоты сгорания топливного газа в текущий период эксплуатации относительно предыдущего, %;
Figure 00000077
- the relative change in the value of the lowest heat of combustion of the fuel gas in the current period of operation relative to the previous one,%;

δR - относительное изменение значения газовой постоянной в текущий период эксплуатации относительно предыдущего, %;δR is the relative change in the value of the gas constant in the current period of operation relative to the previous one,%;

Figure 00000078
- относительное изменение значения удельной полезной политропной работы в текущий период эксплуатации относительно предыдущего, %;
Figure 00000078
- relative change in the value of the specific useful polytropic work in the current period of operation relative to the previous one,%;

δKn - относительное изменение значения удельной полезной политропной работы в текущий период эксплуатации относительно предыдущего, %;δK n is the relative change in the value of the specific useful polytropic work in the current period of operation relative to the previous one,%;

Figure 00000079
- относительное изменение значения удельного показателя расхода топливного газа в текущий период эксплуатации относительно предыдущего, обусловленное изменением внешних показателей эксплуатации, %.
Figure 00000079
- relative change in the value of the specific indicator of fuel gas consumption in the current period of operation relative to the previous one, due to changes in external indicators of operation,%.

В условиях промысловых ДКС эксплуатационный персонал в основном имеет возможность воздействовать только на внутренние параметры системы, т.к. внешние во многом обусловлены условиями более высоких технологических уровней - потребностью в природном газе, геологическими особенностями месторождений и т.п.In the conditions of field DKS, operational personnel basically have the opportunity to influence only the internal parameters of the system, since external are largely due to the conditions of higher technological levels - the need for natural gas, geological features of deposits, etc.

Объективность оценки показателей энергоэффективности, а следовательно, возможность управлением технологическими режимами, обеспечивается сравнением показателей удельного расхода ТГ с учетом приведения к условиям эксплуатации предыдущего периода, что позволяет количественно оценить влияние изменения внешних параметров эксплуатации на изменение удельных показателей расхода топливного газа в рассматриваемый период относительно предыдущего. Кроме того, такое сравнение позволяет сделать вывод о наличии потенциала энергосбережения и принять решение о необходимости изменения режимов работы промысла.The objectiveness of the assessment of energy efficiency indicators and, consequently, the ability to control technological regimes, is provided by comparing the specific TG consumption indicators taking into account the operating conditions of the previous period, which makes it possible to quantify the impact of changes in the external operating parameters on the specific indicators of fuel gas consumption in the period under review relative to the previous one. In addition, such a comparison allows us to conclude that there is an energy saving potential and decide on the need to change the modes of operation of the fishery.

Сравнение удельных показателей расхода топливного газа в рассматриваемый период, приведенных к условиям предыдущего периода выполняется следующим образом - проверяется выполнение неравенства:Comparison of specific indicators of fuel gas consumption in the period under review, reduced to the conditions of the previous period, is performed as follows - the inequality is checked:

Figure 00000080
Figure 00000080

где

Figure 00000081
,
Figure 00000082
- фактическое значение удельного расхода топливного газа ступени ДКС в текущем и предыдущем периодах, м3/тыс. м3.
Figure 00000083
рассчитывают по формуле (5),
Figure 00000084
принимается по отчетным данным за предыдущий период,
Figure 00000085
рассчитывают по формуле (12).Where
Figure 00000081
,
Figure 00000082
- the actual value of the specific consumption of fuel gas of the BCS stage in the current and previous periods, m 3 / thous. m 3 .
Figure 00000083
calculated by the formula (5),
Figure 00000084
taken on the reporting data for the previous period
Figure 00000085
calculated by the formula (12).

Физический смысл сравнения параметров пояснен на Фиг. 6, где показан графический пример сравнения показателей удельного расхода ТГ с учетом приведения к условиям эксплуатации предыдущего периода.The physical meaning of the comparison of parameters is explained in FIG. 6, which shows a graphical example of a comparison of indicators of specific TG consumption, taking into account the reduction to the operating conditions of the previous period.

В случае выполнения неравенства (14) делается вывод о нормальной работе ГП с точки зрения энергоэффективности, а в случае невыполнений делают вывод о необходимости регулирующего воздействия.If inequality (14) is fulfilled, the conclusion is drawn about the normal operation of the GP from the point of view of energy efficiency, and in the case of non-compliance, it is concluded that the regulatory impact is necessary.

Решение о виде регулирующего воздействия определяют по результатам расчета критериев:The decision on the type of regulatory impact is determined by the results of the calculation of the criteria:

1. Критерия необходимого количества рабочих ГПА:1. The criteria for the required number of workers HPA:

Figure 00000086
Figure 00000086

где

Figure 00000087
- фактическое количество рабочих ГПА, определяется по фактическим данным о режиме работы ДКС;Where
Figure 00000087
- the actual number of workers HPA, is determined by the actual data on the mode of operation of the BCS;

Figure 00000088
- количество ГПА, рассчитывают по формуле:
Figure 00000088
- the number of HPA, calculated by the formula:

Figure 00000089
Figure 00000089

где

Figure 00000090
- объем компримируемого газа, поступающего на вход в ступень сжатия ДКС, млн м3;Where
Figure 00000090
- the volume of compressed gas entering the inlet to the compression stage of the DCS, million m 3 ;

Figure 00000091
- максимальный объем газа, компримируемого ЦБК, млн м3 (см. Фиг. 5);
Figure 00000091
- the maximum volume of gas compacted by the pulp and paper mill, million m 3 (see Fig. 5);

⎡ ⎤ - математический символ, обозначающий процедуру округления⎡ ⎤ is a mathematical symbol denoting the rounding procedure

«вверх» до большего целого числа."Up" to a larger integer.

2. Критерия необходимого коэффициента перепуска ступени (рассчитывается для режимов работы с открытым перепускным клапаном ступени сжатия):2. Criterion of the required step bypass ratio (calculated for operating modes with the open bypass valve of the compression stage):

Figure 00000092
Figure 00000092

где

Figure 00000093
- фактический коэффициент перепуска определяют по фактическим данным по формуле (6);Where
Figure 00000093
- the actual coefficient of the bypass is determined from the actual data by the formula (6);

Figure 00000094
- минимально необходимое значение коэффициента перепуска рассчитывают по формуле:
Figure 00000094
- the minimum required value of the bypass coefficient is calculated by the formula:

Figure 00000095
Figure 00000095

где

Figure 00000096
- минимальный объем газа, компримируемого ЦБК, млн м3 (см. Фиг. 5).Where
Figure 00000096
- the minimum volume of gas compacted by the pulp-and-paper mill, million m 3 (see Fig. 5).

В случае невыполнения критерия необходимого количества рабочих ГПА (условие формулы (15)) делают вывод о необходимости останова одного из рабочих ГПА для повышения энергоэффективности процесса компримирования. Останов производят при отсутствии ограничений по соображениям надежности и/или безопасности функционирования ДКС.In the case of non-fulfillment of the criterion of the required number of working gas compressor units (condition of formula (15)), they conclude that it is necessary to stop one of the working gas compressor units in order to increase the energy efficiency of the compression process. Shutdown is performed in the absence of restrictions for reasons of reliability and / or safety of the functioning of the BCS.

В случае невыполнения критерия необходимого коэффициента перепуска ступени (условие формулы (17)) делают вывод о необходимости изменения (уменьшения) степени открытия перепускного байпасного клапана. Уменьшение степени открытия производят при отсутствии ограничений по соображениям надежности и/или безопасности функционирования ДКС.In the case of non-fulfillment of the criterion of the required step bypass coefficient (condition of formula (17)), the conclusion is made that it is necessary to change (decrease) the opening degree of the bypass valve. The decrease in the degree of opening is produced in the absence of restrictions for reasons of reliability and / or safety of the operation of the BCS.

В случае невыполнения указанных выше критериев (условия формул (15) и (17)) делается вывод о рассмотрении изменения режимов на более высоком технологическом уровне - уровне промысла и/или газодобывающего общества (изменение фонда работающих скважин, отборов по добычным объектам для обеспечения плановых объемов добычи и т.п.).In case of non-fulfillment of the above criteria (conditions of formulas (15) and (17)), it is concluded to consider changing the regimes at a higher technological level - the level of the field and / or the gas producing society (changing the stock of working wells, selections for production facilities). mining, etc.).

Реализация заявленного способа управления технологическими режимами газового промысла позволяет выявить причины изменения энергоэффективности режимов работы ДКС, что позволяет осуществлять более точную оценку эффективности и корректировку режимов работы газового промыслового технологического комплекса.The implementation of the claimed method of controlling the technological modes of the gas field makes it possible to identify the causes of changes in the energy efficiency of DKS operation modes, which allows for a more accurate assessment of the effectiveness and adjustment of the modes of operation of the gas field technological complex.

Claims (1)

Способ управления технологическими режимами газового промысла, в ходе которого сначала проводят измерение термобарических параметров, параметров расхода газа, характеризующих объемы газа для компримирования, параметров, характеризующих режим работы ступеней сжатия дожимной компрессорной станции - ДКС и режим работы газоперекачивающих агрегатов - ГПА, параметров характеристик установленного компрессорного оборудования, расход топливного газа каждого ГПА в каждой из ступеней сжатия ДКС, после определения всех вышеперечисленных параметров результаты фиксируют в заранее разработанной базе данных, после чего выполняют расчеты удельных показателей расхода топливного газа в рассматриваемый период, относительных отклонений показателей эксплуатации и удельных показателей расхода топливного газа в рассматриваемый и предыдущий периоды, осуществляют сравнение показателей удельного расхода топливного газа - ТГ в предыдущий период и рассматриваемый период с учетом приведения к условиям эксплуатации предыдущего периода, а затем на основании результатов сравнения делают вывод о необходимости изменения технологических режимов работы промысла, после чего рассчитывают критерий необходимого коэффициента перепуска ступени и критерия необходимого количества рабочих ГПА, на основании чего принимают решение об изменении коэффициента перепуска, количества рабочих ГПА в ступенях сжатия или перераспределения отборов по объектам добычи, при этом в качестве измеряемых термобарических параметров берут давление компримируемого природного газа на входе и выходе каждой из ступеней сжатия промысловой ДКС и температуру компримируемого природного газа на входе для каждой из ступеней сжатия промысловой ДКС, в качестве измеряемых параметров расхода газа берут объемы газа, передаваемого с промысла потребителю, массовый расход газа, компримируемого в газовых центробежных компрессорах - ЦБК, входящих в состав ГПА, а также дополнительные объемы газа, поступающего для компримирования на каждую ступень сжатия ДКС, в качестве параметра, характеризующего режим работы ступеней сжатия ДКС, берут степень открытия перепускного клапана на байпасной линии ступени сжатия, в качестве параметра, характеризующего режим работы ГПА берут частоту вращения ротора ГПА, а в качестве параметров характеристики установленного компрессорного оборудования берут максимальную и минимальную объемные производительности газового ЦБК ГПА при фактических термобарических условиях на входе в него и при номинальной частоте вращения ротора, при этом значения максимальной и минимальной производительностей определяют в результате проведения помпажных тестов и газодинамических испытаний ЦБК в эксплуатационных условиях.The method of controlling the technological modes of the gas field, during which first conduct measurement of thermobaric parameters, gas flow parameters characterizing gas volumes for compression, parameters characterizing the operation mode of the compression stages of the booster compressor station - DKS and operation mode of gas pumping units - HPA, parameters of the installed compressor parameters equipment, fuel gas consumption of each HPA in each of the compression stages of the BCS, after determining all the above steam meters, the results are recorded in a pre-developed database, after which they perform calculations of specific indicators of fuel gas consumption in the period under review, relative deviations of operational indicators and specific indicators of fuel gas consumption in the considered and previous periods, compare specific indicators of fuel gas - TG in the previous period and the period under consideration, taking into account the reduction to the operating conditions of the previous period, and then, based on the results of the comparison, I make the conclusion about the need to change the technological modes of operation of the field, and then calculate the criterion of the required stage bypass coefficient and the criterion of the required number of HPA workers, on the basis of which they decide to change the bypass coefficient, the number of working HPA in the compression stages or redistribution of selections by production targets quality of measured thermobaric parameters take pressure of compressed natural gas at the inlet and outlet of each of the compression stages of the field ACS and the rate Compressed natural gas inlet section for each of the compression stages of the field DKS, as measured parameters of the gas flow, take the volumes of gas transferred from the field to the consumer, the mass flow rate of gas compressed in the gas centrifugal compressors - the PPM included in the HPA, as well as additional volumes the gas supplied for compression at each stage of compression of the DKS, as a parameter characterizing the mode of operation of the stages of compression of the DKS, take the opening degree of the bypass valve on the bypass line As a parameter characterizing the mode of HPA operation, the rotational speed of the HPA rotor is taken, and the parameters of the installed compressor equipment take the maximum and minimum volumetric performance of the gas HPA HPA under actual temperature-pressure conditions at the entrance to it and at the nominal rotor speed, at This maximum and minimum performance is determined as a result of surge tests and gas-dynamic tests of the pulp and paper mill in operational areas. loviyah.
RU2018120532A 2018-06-04 2018-06-04 Control method of technological modes of gas field RU2691419C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018120532A RU2691419C1 (en) 2018-06-04 2018-06-04 Control method of technological modes of gas field

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018120532A RU2691419C1 (en) 2018-06-04 2018-06-04 Control method of technological modes of gas field

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2691419C1 true RU2691419C1 (en) 2019-06-13

Family

ID=66947886

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018120532A RU2691419C1 (en) 2018-06-04 2018-06-04 Control method of technological modes of gas field

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2691419C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2747019C1 (en) * 2020-06-18 2021-04-23 Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") Method for justification of field operating practices
RU2811812C1 (en) * 2023-03-13 2024-01-17 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic control of productivity of gas fields, taking into account their energy efficiency in conditions of the far north of the russian federation

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU746086A1 (en) * 1977-11-09 1980-07-07 Специальное Проектно-Конструкторское Бюро "Промавтоматика" Министерства Приборостроения,Средств Автоматизации И Систем Управления Ссср Gas well yield automatic regulator system
US7349813B2 (en) * 2006-05-16 2008-03-25 Dresser, Inc. Fault tolerant power system architecture for fluid flow measurement systems
RU2443851C1 (en) * 2010-06-15 2012-02-27 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" Outfit of equipment for development of gas deposits
RU2575681C2 (en) * 2013-06-24 2016-02-20 Александр Михайлович ДЕРЕВЯГИН Information-measurement complex

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU746086A1 (en) * 1977-11-09 1980-07-07 Специальное Проектно-Конструкторское Бюро "Промавтоматика" Министерства Приборостроения,Средств Автоматизации И Систем Управления Ссср Gas well yield automatic regulator system
US7349813B2 (en) * 2006-05-16 2008-03-25 Dresser, Inc. Fault tolerant power system architecture for fluid flow measurement systems
RU2443851C1 (en) * 2010-06-15 2012-02-27 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" Outfit of equipment for development of gas deposits
RU2575681C2 (en) * 2013-06-24 2016-02-20 Александр Михайлович ДЕРЕВЯГИН Information-measurement complex

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ВАСИЛЬЕВ Е.В. Управление технологическими процессами газодобывающего предприятия: на примере ООО Ноябрьскгаздобыча, Авто диссертации на соискание к.т.н. Нижний Новгород, 2008. *
ВАСИЛЬЕВ Е.В. Управление технологическими процессами газодобывающего предприятия: на примере ООО Ноябрьскгаздобыча, Автореферат диссертации на соискание к.т.н. Нижний Новгород, 2008. *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2747019C1 (en) * 2020-06-18 2021-04-23 Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") Method for justification of field operating practices
RU2811812C1 (en) * 2023-03-13 2024-01-17 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic control of productivity of gas fields, taking into account their energy efficiency in conditions of the far north of the russian federation

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2627742C2 (en) Method and system for informing the characteristics of the work of the gas turbine in real time
CN106404403B (en) Method and system for analysis of a turbomachine
US5471400A (en) Method for detecting and specifying compressor cylinder leaks
Hanachi et al. A physics-based modeling approach for performance monitoring in gas turbine engines
US6928391B2 (en) Plant maintenance method and apparatus
US10233786B2 (en) Actuator spring lifetime supervision module for a valve and actuator monitoring system
US10626749B2 (en) Spindle vibration evaluation module for a valve and actuator monitoring system
CN109033930A (en) Mechanical equipment fault diagnosis method based on fault mechanism and statistical model online learning
US10066501B2 (en) Solid particle erosion indicator module for a valve and actuator monitoring system
RU2691419C1 (en) Control method of technological modes of gas field
EP3290654A1 (en) Flexible service interval counter module for a valve and actuator monitoring system
Mathioudakis et al. Performance analysis of industrial gas turbines for engine condition monitoring
Oscar et al. The monitoring system of an actual technical condition for pumping units with frequency analysis
US10871081B2 (en) Creep damage indicator module for a valve and actuator monitoring system
US10156153B2 (en) Advanced tightness test evaluation module for a valve and actuator monitoring system
RU2395723C1 (en) Method of operating pump unit in injection of fluid into formation
WO2023130998A1 (en) Method and system for improving calculation precision of turbine inlet temperature, and storage medium
CN107560864B (en) Method and apparatus for scale monitoring and prediction in combustors
Semiga et al. Liquid Pipeline Location Specific Cyclic Pressure Determination
US20180058245A1 (en) Tightness Test Evaluation Module For A Valve And Actuator Monitoring System
KR102394704B1 (en) Device And Method For Generating Facility Management
RU2446386C1 (en) Method of gas turbine engine compressor parametric diagnostics
KR102516626B1 (en) Device And Method For Generating Facility Management
RU2450253C1 (en) Method of diagnosing pump operating performances
Cui et al. Automated multi-functional system for the characterization of plate valves in reciprocating compressors