RU2709044C1 - Method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of extreme north - Google Patents

Method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of extreme north Download PDF

Info

Publication number
RU2709044C1
RU2709044C1 RU2019100288A RU2019100288A RU2709044C1 RU 2709044 C1 RU2709044 C1 RU 2709044C1 RU 2019100288 A RU2019100288 A RU 2019100288A RU 2019100288 A RU2019100288 A RU 2019100288A RU 2709044 C1 RU2709044 C1 RU 2709044C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
ugc
level
control system
installation
Prior art date
Application number
RU2019100288A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Олег Борисович Арно
Анатолий Кузьмич Арабский
Сергей Владимирович Завьялов
Андрей Николаевич ЕФИМОВ
Илья Валериевич Смердин
Сергей Иванович Гункин
Александр Александрович Турбин
Этибар Гурбанали оглы Талыбов
Владислав Леонидович Пономарев
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург"
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 Ямбург" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург"
Priority to RU2019100288A priority Critical patent/RU2709044C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2709044C1 publication Critical patent/RU2709044C1/en

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34Arrangements for separating materials produced by the well

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Feedback Control In General (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to the field of extraction, collection and preparation of natural gas and gas condensate to long-distance transport, in particular to automatic control of capacity of low-temperature gas separation plants (hereinafter plant). Disclosed is a method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of Extreme North, including control by means of automated control system of technological processes (APCS) of installation of low-temperature gas separation of following parameters: flow rate of dried gas supplied to main gas line (MGL); consumption of unstable gas condensate (UGC), supplied to main condensate line (MCL); UGC level in buffer tank; gas pressure in MGL and condensate pressure in MCL. At that, task is performed by dispatcher of gas production enterprise by volume of UGC production, supplied to database (DB) APCS, which executes it with the help of PID-regulator of flow rate maintenance UGC in INC. For this, at input SP of said PID-controller APCS sends dispatcher setting signal, and simultaneously to its feedback input PV supplies UGC flowing flow signal to INC. By comparing these signals, the PID-controller generates at its output CV a control signal for setting the capacity of the pump unit, which provides the specified volume of supply of UGC from the buffer tank in MCL. PID regulator itself is implemented based on APCS. Simultaneously APCS UGC level in buffer tank is monitored keeping it within preset limits by means of PID regulator to maintain production level of UGC of plant. For this purpose, at input SP of said PID-controller signal of current flow UGC in MCL, and a feedback signal PV of the same PID-controller is fed with a signal of current flow rate UGC coming from the low-temperature gas separation unit into the buffer tank. By comparing these signals, the PID-controller generates a control signal at its output CV, which is supplied to the regulating valve, which controls the flow of the produced gas-condensate mixture supplied to the low-temperature gas separation unit. At that, PID-regulator of UGC production level maintenance operates in two modes: nominal, if level of UGC in buffer capacity does not exceed limits of upper or lower warning setpoint; with permissible overshoot level, if the level of UGC in the buffer capacity is beyond the upper or lower warning settings. Switching of said PID-controller operation modes is performed by APCS by means of a switch, by supplying to its CS input signal for switching of proportionality factors, which are constantly supplied to inputs of this switching unit. As a result, corresponding to the existing situation, the value of the proportionality coefficient from the output of the switch is supplied to the input Kp of the PID regulator of maintaining the production level of the UGC by the plant. At that, nominal and maximum values of proportionality coefficient are assigned as per results of gas-dynamic tests of wells taking into account the deposit development project.
EFFECT: invention provides automatic execution of the task of the dispatcher of the gas producer on the volume of production of UGC and maintenance of its required margin in the buffer tank, which ensures uninterrupted operation of the pump unit, real-time monitoring of pressure and flow rate values of gas and UGC supplied to MGL and MCL respectively, and maintaining stable mode of operation of the plant during transient processes, providing transportation of UGC by MCL in single-phase state, as well as exclusion of "swinging" of operating mode of installation and appearance of gas plugs and their accumulations in condensate line.
5 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к области добычи, сбора и подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности, к автоматическому управлению производительностью установок низкотемпературной сепарации газа в условиях Крайнего Севера (далее - установка).The invention relates to the field of production, collection and preparation of natural gas and gas condensate for long-distance transport, in particular, to automatic control of the performance of low-temperature gas separation units in the Far North (hereinafter - installation).

Известен способ автоматического управления производительностью газоконденсатного промысла, который включает установки, соединенные с газосборным коллектором, подключенным к компрессорной станции, при этом к газосборному коллектору первым входом подсоединен регулятор давления газа, а на выходах установок установлены датчики расхода газа, связанные с первыми входами соответствующих регуляторов расхода газа, подключенных к исполнительным механизмам, установленным на входах установок, при этом вторые входы регуляторов расхода газа подсоединены к соответствующим блокам ограничения сигнала, связанным через блок умножения на постоянный коэффициент с выходом регулятора давления, с целью обеспечения поддержания оптимальной величины давления в газосборном коллекторе при переменном газопотреблении, а для повышения экономичности процесса добычи газа и конденсата она снабжена датчиком производительности компрессорной станции и программным задатчиком, вход которого соединен с выходом датчика производительности, а выход задатчика соединен со вторым входом регулятора давления [см. патент SU 744117].There is a method of automatically controlling the productivity of a gas condensate field, which includes units connected to a gas collector connected to a compressor station, while a gas pressure regulator is connected to the gas collector by a first input, and gas flow sensors are installed at the outputs of the plants associated with the first inputs of the respective flow regulators gas connected to actuators installed at the inputs of the installations, while the second inputs of the gas flow regulators connected to the corresponding signal restriction blocks, connected through a constant factor multiplication block to the output of the pressure regulator, in order to maintain the optimal pressure in the gas collector for variable gas consumption, and to increase the efficiency of the gas and condensate production process, it is equipped with a compressor station productivity sensor and software a setter, the input of which is connected to the output of the performance sensor, and the output of the setter is connected to the second input of the controller ION [see. Patent SU 744117].

Данный способ поддерживает производительность установок промысла в зависимости от величины отбора газа из коллектора компрессорной станции, к которому подключены выходы установок. При этом функциональная зависимость величины оптимального давления в газосборном коллекторе от производительности компрессорной станции определяется заранее расчетным или экспериментальным путем для программного задатчика системы.This method supports the performance of field installations depending on the amount of gas taken from the manifold of the compressor station to which the outputs of the units are connected. In this case, the functional dependence of the optimum pressure in the gas collector on the performance of the compressor station is determined in advance by calculation or experimentally for the system software setpoint.

Выходной сигнал программного задатчика является уставкой для регулятора давления газа, поддерживающего давление в газосборном коллекторе. Если текущее значение давления газа в коллекторе отклоняется от заданного (оптимального), формируемого программным задатчиком, то регулятор давления отрабатывает выходной сигнал, который через блоки умножения на постоянный коэффициент и блоки ограничения сигнала поступает, как задание, на вход всем регуляторам, поддерживающим расход газа установок промысла. Каждый из этих регуляторов, в свою очередь, управляет клапаном-регулятором, установленным на выходе своей установки. Регулятор сравнивает текущее значение расхода газа через установку с поступившим значением задания из блока ограничения сигнала, и воздействует (если величина разбаланса не равно нулю) на исполнительный механизм клапана регулятора до тех пор, пока приток газа в газосборном коллекторе не уровняет текущее значение давления с оптимальным заданным.The output of the setpoint controller is the setting for the gas pressure regulator that maintains the pressure in the gas manifold. If the current value of the gas pressure in the manifold deviates from the preset (optimal) generated by the program master, then the pressure regulator processes the output signal, which, through the multiplication blocks by a constant coefficient and the signal restriction blocks, is supplied, as a task, to the input of all the regulators supporting the gas flow of the units fishing. Each of these regulators, in turn, controls the regulator valve installed at the outlet of its installation. The regulator compares the current value of the gas flow through the installation with the received reference value from the signal limiting block, and acts (if the imbalance is not equal to zero) on the actuator of the regulator valve until the gas flow in the gas collection manifold levels the current pressure value with the optimal set .

Недостатком указанной системы является то что, производительность установок по газу напрямую привязана к поддержанию оптимального давления в выходном коллекторе газа, и никак не связана с добычей нестабильного газового конденсата (НГК). НГК по сравнению с газом является более ценным продуктом и, как правило, на производстве производительность установки поддерживается, в первую очередь, по объему добычи НГК. В результате управление промыслом, обеспечивающее заданный объем добычи по НГК, осуществляется вручную.The disadvantage of this system is that the gas productivity of the plants is directly tied to maintaining the optimal pressure in the gas outlet manifold, and is in no way connected with the production of unstable gas condensate (NGC). Compared to gas, NGC is a more valuable product, and, as a rule, the production capacity of a plant is supported, first of all, by the volume of NGK production. As a result, the management of the field, which provides the specified volume of production by oil and gas, is carried out manually.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ управления установкой низкотемпературной сепарации газа, включающий датчики расхода газа, подсоединенные к первым входам соответствующих регуляторов расхода газа, связанных с исполнительными механизмами на входных линиях установки, идентификатор, соединенный с датчиками расхода газа и конденсата, поступающего в конденсатосборник. С целью поддержания добычи конденсата на уровне текущего конденсатопотребления при минимальном отборе газа за счет повышения точности регулирования, в нем используют регулятор уровня, установленный на конденсатосборнике, и оптимизатор, первый и второй входы которого связаны, соответственно, с идентификатором и регулятором уровня, а выход оптимизатора подсоединен ко вторым входам регуляторов расхода газа [см. патент SU 769240].The closest in technical essence to the claimed invention is a method of controlling a low-temperature gas separation unit, including gas flow sensors connected to the first inputs of the respective gas flow controllers associated with actuators on the input lines of the installation, an identifier connected to gas and condensate flow sensors in the condensate collector. In order to maintain condensate production at the level of current condensate consumption with minimal gas extraction by increasing the accuracy of regulation, it uses a level controller installed on the condensate collector and an optimizer, the first and second inputs of which are connected, respectively, with an identifier and level controller, and the optimizer output connected to the second inputs of the gas flow regulators [see patent SU 769240].

Данный способ поддерживает производительность установок по добыче НТК путем контроля его уровня в конденсатосборнике. В случае увеличения отбора НГК потребителем, происходит уменьшение значения уровня в конденсатосборнике. Система фиксирует это отклонение и, используя идентификатор и оптимизатор, производит увеличение задания для регуляторов расхода газоконденсатной смеси, проходящей через установки, что приводит к увеличению выхода НГК с них и, соответственно, к повышению его уровня в конденсатосборнике. И наоборот, в случае уменьшения отбора НГК потребителем, происходит повышение его уровня, система фиксирует это отклонение и, соответственно, производит уменьшения задания для регуляторов расхода газоконденсатной смеси, проходящей через установки, что приводит к уменьшению выхода НГК с них и снижению его уровня в конденсатосборнике.This method supports the performance of NTK production facilities by controlling its level in the condensate collector. In the case of an increase in the selection of NGC by the consumer, the level in the condensate collector decreases. The system fixes this deviation and, using the identifier and the optimizer, increases the task for the regulators of the flow rate of the gas condensate mixture passing through the units, which leads to an increase in the output of OGC from them and, accordingly, to an increase in its level in the condensate collector. And vice versa, in the case of a decrease in the selection of OGC by the consumer, an increase in its level occurs, the system records this deviation and, accordingly, reduces the task for the regulators of the flow rate of the gas condensate mixture passing through the units, which leads to a decrease in the output of OGC from them and a decrease in its level in the condensate collector .

Существенным недостатком данного способа является то, что в нем:A significant disadvantage of this method is that it:

- соблюдение режима работы установки во время переходных процессов является достаточно сложной задачей;- adherence to the operating mode of the installation during transients is a rather difficult task;

- отсутствует контроль за работой магистрального конденсатопровода (МКП) и магистрального газопровода (МГП).- there is no control over the operation of the main condensate pipeline (MCP) and the main gas pipeline (IHP).

В условиях Крайнего Севера дальнейшая переработка НГК осуществляется на конденсат-перерабатывающем заводе, который может находиться на значительном расстоянии от газового промысла (до 1000 км). Поэтому для эффективной работы МКП требуется транспортировать НГК по нему в однофазном состоянии, исключая появление газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе, которые могут вызвать серьезные осложнения и стать причиной возникновения аварийных ситуаций [см. например, А.А. Коршак, А.И. Забазнов, В.В. Новоселов и др. Трубопроводный транспорт нестабильного газового конденсата. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994].In the Far North, further processing of oil and gas condensate is carried out at a condensate processing plant, which can be located at a considerable distance from the gas field (up to 1000 km). Therefore, for the effective operation of the MCP, it is necessary to transport the OGC through it in a single-phase state, excluding the occurrence of gas plugs and their accumulations in the condensate pipe, which can cause serious complications and cause emergency situations [see e.g. A.A. Korshak, A.I. Zabaznov, V.V. Novoselov et al. Pipeline transport of unstable gas condensate. - M .: VNIIOENG, 1994].

На практике приходится останавливать или запускать в работу добывающие газоконденсатные скважины, например, при проведении газогидродинамического исследования скважин, при уточнении значения пластового давления на заданном участке и т.д., что приводит к изменению режима работы установки, и, соответственно, к переходным процессам в ее работе. Во время переходных процессов соблюдение точного режима работы установки является достаточно сложной задачей из-за появления кратковременных изменений по расходу НГК с установки в буферную емкость (конденсатосборник). Очевидно, если производительность установки напрямую зависит от уровня НГК в буферной емкости (конденсатосборнике), кратковременные изменения рабочего уровня НГК в ней ведут к необоснованному изменению задания по расходу газа. А это вызывает не нужную «раскачку» режима работы и может повлечь за собой нарушение технологического режима работы установки, что в конечном итоге влияет на качество и количество подготавливаемого НГК, а также ведет к появлению газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе.In practice, it is necessary to stop or start producing gas condensate wells, for example, when conducting gas-hydrodynamic research of wells, when specifying the value of reservoir pressure in a given section, etc., which leads to a change in the operating mode of the installation, and, accordingly, to transient processes in her work. During transients, maintaining the exact operating mode of the installation is quite a challenge due to the appearance of short-term changes in the consumption of OGC from the installation into the buffer tank (condensate collector). Obviously, if the installation's performance directly depends on the level of OGC in the buffer tank (condensate collector), short-term changes in the working level of OGC in it lead to an unreasonable change in the task for gas consumption. And this causes an unnecessary “buildup” of the operating mode and can lead to a violation of the technological operating mode of the installation, which ultimately affects the quality and quantity of the prepared oil and gas condensate, and also leads to the appearance of gas plugs and their accumulations in the condensate pipeline.

Отсутствие контроля за работой МКП и МГП затрудняет поддержание их нормального режима работы.Lack of control over the operation of the MCP and IHL makes it difficult to maintain their normal mode of operation.

Целью заявляемого изобретения является автоматическое поддержание заданного уровня производительности установки по НГК и стабильного режима работы установки во время переходных процессов в рамках технологических норм и ограничений, предусмотренных технологическим регламентом, а также осуществление контроля за работой МКП и МГП.The aim of the invention is the automatic maintenance of a given level of installation performance for OGC and a stable mode of operation of the installation during transients within the framework of technological norms and restrictions provided for by the technological regulations, as well as monitoring the operation of the MCP and IHL.

Техническими результатами, достигаемыми при реализации изобретения, является:The technical results achieved by the implementation of the invention is:

- автоматическое поддержание заданного диспетчером газодобывающего предприятия объема добычи НГК и его необходимого запаса в буферной емкости, гарантирующего бесперебойную работу насосного агрегата;- automatic maintenance of the volume of NGK production set by the dispatcher of the gas producing company and its required reserve in the buffer tank, which guarantees uninterrupted operation of the pump unit;

- контроль в режиме реального времени давления и расхода газа, и НГК, подаваемых в МГП и МКП, соответственно;- real-time control of the pressure and flow rate of gas, and oil and gas complex supplied to the IHP and MCP, respectively;

- поддержание стабильного режима работы установки во время переходных процессов, обеспечивая транспортировку НГК по МКП в однофазном состоянии, исключая «раскачку» режима работы установки и появление газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе.- maintaining a stable mode of operation of the installation during transients, ensuring the transportation of OGCs through the MCP in a single-phase state, excluding the "buildup" of the operating mode of the installation and the appearance of gas plugs and their accumulations in the condensate line.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа в условиях Крайнего Севера включает контроль средствами автоматизированной системы управления технологическим процессами (АСУ ТП) следующих параметров:This problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the method of automatically controlling the performance of the low-temperature gas separation unit in the Far North includes the control of the following parameters by means of an automated process control system (ACS TP):

- расход осушенного газа, поступающего в МГП;- the flow rate of the dried gas entering the IHL;

- расход НГК, поступающего в МКП;- the consumption of oil and gas supplied to the INC;

- уровень НГК в буферной емкости;- the level of NGK in the buffer tank;

- давление газа в МГП и давление конденсата в МКП.- gas pressure in the IHP and condensate pressure in the MCP.

Суть способа заключается в том, что задание диспетчера газодобывающего предприятия по объему добычи НГК поступает в базу данных (БД) АСУ ТП, которая исполняет его с помощью ПИД-регулятора поддержания расхода НГК в МКП. Для этого на вход задания SP указанного ПИД-регулятора АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера, и одновременно на его вход обратной связи PV подает сигнала ткущего расхода НГК в МКП. Сравнивая эти сигналы, ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал задания производительности насосного агрегата, который обеспечивает заданный объем подачи НГК из буферной емкости в МКП. При этом ПИД-регулятор поддержания расхода НГК в МКП сформирован на базе АСУ ТП.The essence of the method lies in the fact that the task of the dispatcher of a gas-producing enterprise in terms of NGC production is supplied to the ACS TP database (DB), which executes it using the PID controller to maintain the consumption of NGC in the MCP. To do this, to the input of the SP job of the specified PID controller, the automatic process control system sends the controller job signal, and at the same time, the PV feeds the signal of the current flow rate of the OGC to the MCP to its feedback input. Comparing these signals, the PID controller generates at its output CV a control signal for specifying the performance of the pump unit, which provides a given volume of supply of OGC from the buffer tank to the MCP. In this case, the PID controller for maintaining the consumption of OGC in the MCP is formed on the basis of ACS TP.

Одновременно АСУ ТП следит за уровнем НГК в буферной емкости, который удерживает в заданных пределах с помощью ПИД-регулятора поддержания уровня добычи НГК установки. Для этого на вход задания SP указанного ПИД-регулятора подают сигнал текущего расхода НГК в МКП, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал текущего расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа в буферную емкость. Сравнивая эти сигналы указанный ПИД-регулятор на своем выходе CV формирует управляющий сигнал, поступающий на клапан-регулятор, управляющий расходом добываемой газоконденсатной смеси, поступающей в блок низкотемпературной сепарации газа. При этом ПИД-регулятор поддержания уровня добычи НГК работает в двух режимах:At the same time, the automatic process control system monitors the level of NGK in the buffer tank, which it keeps within the specified limits with the help of a PID controller to maintain the production level of the NGK plant. To this end, the SP input signal of the specified PID controller is supplied with the signal of the current consumption of OGCs in the MCP, and the feedback input PV of the same PID controller is supplied with the signal of the current consumption of OGCs supplied from the low-temperature gas separation unit to the buffer tank. Comparing these signals, the specified PID controller generates a control signal at its CV output, which arrives at the control valve, which controls the flow rate of the produced gas condensate mixture entering the low-temperature gas separation unit. At the same time, the PID controller for maintaining the level of NGC production works in two modes:

- номинальном - если уровень НГК в буферной емкости не выходит за рамки верхней или нижней предупредительной уставки;- nominal - if the level of OGC in the buffer tank does not go beyond the upper or lower warning setting;

- с допустимым уровнем перерегулирования, если уровень НГК в буферной емкости вышел за рамки верхней или нижней предупредительной уставки.- with an acceptable level of overshoot if the level of OGC in the buffer tank is beyond the upper or lower warning setting.

Переключение режимов работы указанного ПИД-регулятора осуществляет АСУ ТП, подавая на вход CS коммутатора сигналов сигнал коммутации коэффициентов пропорциональности, сигналы которых постоянно поступают на два других входа коммутатора, предназначенных для них. В результате с выхода коммутатора на вход Кр этого ПИД-регулятора подается сигнал коэффициента пропорциональности, соответствующий сложившейся ситуации, определяя режим работы ПИД-регулятора. Значения коэффициентов пропорциональности назначаются по итогам газодинамических исследований скважин с учетом проекта разработки месторождения.The switching of the operating modes of the indicated PID controller is carried out by the automatic process control system by applying to the CS input of the signal switch the signal of switching proportionality coefficients, the signals of which are constantly supplied to the other two inputs of the switch intended for them. As a result, the signal of the proportionality coefficient corresponding to the current situation is supplied from the switch output to the input Kr of this PID controller, determining the operation mode of the PID controller. The values of the proportionality coefficients are assigned based on the results of gasdynamic studies of the wells, taking into account the field development project.

Если в ходе технологического процесса уровень НГК в буферной емкости достигнет верхнего или нижнего предупредительного ограничения, заданного уставками - Lмакс_пред. и Lмин_пред., которые обозначены в технологическом регламенте, то АСУ ТП формирует сообщение оператору установки для оценки сложившейся ситуации и принятия решения об изменении технологического режима работы установки.If during the process the level of OGC in the buffer tank reaches the upper or lower warning limit specified by the settings - L max_rep. and L min_rep. , which are indicated in the technological regulations, the automatic process control system generates a message to the installation operator to assess the current situation and make a decision on changing the technological operation mode of the installation.

Если, несмотря на принятое оператором установки решение, уровень НГК в буферной емкости достигнет максимального - Lмакс. или минимального Lмин. значения, заданного соответствующей уставкой в технологическом регламенте, или выйдет за их рамки, то АСУ ТП формирует об этом сообщение оператору установки для оценки сложившейся ситуации и запускает алгоритм управления процессом, предусмотренный технологическим регламентом установки для такого случая.If, despite the decision made by the installation operator, the level of OGC in the buffer tank reaches its maximum - L max. or minimum L min. If the value specified by the relevant setting in the technological regulation is exceeded, then the automatic process control system generates a message about this to the plant operator to assess the current situation and launches the process control algorithm provided for by the technological regulation of the plant for such a case.

АСУ ТП в режиме реального времени контролирует давление в МГП и в МКП, и случае достижения любым из этих давлений одной из своих предупредительных уставок - Pмакс._пред. или Pмин._пред., определенных технологическим регламентом установки, АСУ ТП формирует сообщение оператору установки для принятия решений по изменению режима ее работы.The automatic process control system in real time monitors the pressure in the IHP and in the manual gearbox, and if any of these pressures reaches one of its warning settings - P max_limit. or P min. defined by the technological regulations of the installation, the automatic process control system generates a message to the installation operator to make decisions on changing the mode of its operation.

Если, несмотря на принятое оператором установки решение, давление в МГП или в МКП достигнет своего максимального - Pмакс. или минимального - Pмин. значения, определенного соответствующими уставками в технологическом регламенте установки, или выйдет за их рамки, то АСУ ТП формирует соответствующее сообщение оператору о сложившейся ситуации. Одновременно АСУ ТП запускает алгоритм работы, предусмотренный технологическим регламентом для такого случая.If, despite the decision made by the installation operator, the pressure in the IHP or in the MCP reaches its maximum - P max. or minimum - P min. values defined by the relevant settings in the technological regulations of the installation, or go beyond them, then the automatic process control system generates an appropriate message to the operator about the situation. At the same time, the automatic process control system launches the operation algorithm provided for by the technological regulations for such a case.

На фиг. 1 приведена принципиальная технологическая схема установки и в ней использованы следующие обозначения:In FIG. 1 is a schematic flow diagram of the installation and the following notation is used in it:

1 - входная линия установки;1 - input line installation;

2 - клапан-регулятор расхода добываемой газоконденсатной смеси;2 - valve-regulator of the flow rate of the extracted gas condensate mixture;

3 - АСУ ТП установки;3 - automated process control system;

4 - блок низкотемпературной сепарации газа;4 - block low-temperature gas separation;

5 - датчик расхода осушенного газа, поступающего в МГП;5 - flow sensor of dried gas entering the IHL;

6 - датчик давления газа в МГП;6 - gas pressure sensor in the IHL;

7 - МГП;7 - IHL;

8 - линия выхода НГК из блока низкотемпературной сепарации газа 4;8 is a line for the output of NGK from the low-temperature gas separation unit 4;

9 - датчик расхода НГК на выходе блока низкотемпературной сепарации газа 4;9 - NGK flow sensor at the output of the low-temperature gas separation unit 4;

10 - датчик уровня НГК в буферной емкости 11;10 - level sensor OGC in the buffer tank 11;

11 - буферная емкость НГК;11 - buffer capacity of NGK;

12 - насосный агрегат подачи НГК в МКП;12 - pumping unit for supplying NGK to the MCP;

13 - датчик расхода НГК, подаваемого в МКП 15;13 - flow sensor NGK supplied to the INC 15;

14 - датчик давления НГК в МКП 15;14 - pressure sensor OGC in the MKP 15;

15 - МКП.15 - INC.

На фиг. 2 приведена структурная схема автоматического управления производительностью установки, и в ней использованы следующие обозначения:In FIG. Figure 2 shows the block diagram of the automatic control of plant performance, and the following notation is used in it:

16 - сигнал текущих показаний датчика расхода 13 НГК, подаваемого в МКП;16 is a signal of the current readings of the flow sensor 13 NGK supplied to the MCP;

17 - сигнал задания уровня добычи НГК, поступающий из БД АСУ ТП;17 - signal to set the level of production of oil and gas, coming from the database of industrial control system;

18 - сигнал текущих показаний датчика расхода 9 НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа 4 в буферную емкость 11;18 is a signal of the current readings of the flow sensor 9 of the OGC coming from the low-temperature gas separation unit 4 to the buffer tank 11;

19 - сигнал номинального значения коэффициента пропорциональности - Kп_ном., поступающий из БД АСУ ТП на вход I1 коммутатора 22;19 - signal of the nominal value of the coefficient of proportionality - K p_nom. coming from the database of the industrial control system to the input I 1 of the switch 22;

20 - сигнал максимального значения коэффициента пропорциональности - Kп_макс., поступающий из БД АСУ ТП на вход I2 коммутатора 22;20 - signal of the maximum value of the coefficient of proportionality - K p_max. coming from the database of the industrial control system to the input I 2 of the switch 22;

21 - сигнал на коммутацию коэффициентов пропорциональности, поступающий на вход CS управления работой коммутатора 22;21 is a signal for switching the proportionality coefficients supplied to the input CS of the operation control of the switch 22;

22 - блок коммутации;22 - switching unit;

23 - ПИД-регулятор поддержания расхода НГК, подаваемого из буферной емкости 11 в МКП 15;23 - PID controller to maintain the consumption of NGC supplied from the buffer tank 11 to the MCP 15;

24 - ПИД-регулятор поддержания расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа 4 в буферную емкость 11;24 - PID controller to maintain the flow rate of OGC coming from the low-temperature gas separation unit 4 to the buffer tank 11;

25 - сигнал управления насосным агрегатом 12;25 - control signal of the pumping unit 12;

26 - сигнал управления расходом добываемой газожидкостной смеси, подаваемый на клапан-регулятор 2.26 is a signal controlling the flow rate of the produced gas-liquid mixture supplied to the control valve 2.

Способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа в условиях Крайнего Севера реализуют следующим образом.A method for automatically controlling the performance of a low-temperature gas separation unit in the Far North is implemented as follows.

Добываемую газожидкостную смесь через входную линию 1, оснащенную клапаном регулятором расхода газа 2, подают на вход блока низкотемпературной сепарации газа 4. В этом блоке производят очищение газожидкостной смеси от механических примесей, капельной влаги и пластовой жидкости, а так же осуществляют отделение водного раствора ингибитора от НГК. Получаемый НГК через линию выхода 8 блока низкотемпературной сепарации газа 4, оснащенную датчиком расхода 9, отводят в буферную емкость 11, оснащенную датчиком уровня 10. Из буферной емкости 11 НГК транспортируют насосным агрегатом 12 в МКП 15, оснащенный датчиками расхода 13 и давления 14. Осушенный газ из блока низкотемпературной сепарации газа 4 подают в МГП 7, оснащенный датчиками расхода 5 и давления 6.The produced gas-liquid mixture through the inlet line 1, equipped with a gas flow control valve 2, is fed to the input of the low-temperature gas separation unit 4. In this block, the gas-liquid mixture is cleaned of mechanical impurities, droplet moisture and formation fluid, and the aqueous solution of the inhibitor is separated from NGK. Received OGC through the exit line 8 of the low-temperature gas separation unit 4, equipped with a flow sensor 9, is taken to a buffer tank 11 equipped with a level sensor 10. From the buffer tank 11, the OGC is transported by a pump unit 12 to the MCP 15, equipped with flow sensors 13 and pressure 14. Drained gas from the low-temperature gas separation unit 4 is supplied to the IHP 7, equipped with flow sensors 5 and pressure 6.

Задание диспетчера газодобывающего предприятия по объему добычи НГК АСУ ТП поддерживает путем соблюдения баланса между отбором НГК из буферной емкости 11 и его поступлением в нее из блока низкотемпературной сепарации газа 4. При этом в буферной емкости 11 АСУ ТП удерживает в заданных границах запас НГК, необходимый для устойчивой работы насосного агрегата 12.Automated control system supports the task of the gas producer in terms of NGK production by controlling the balance between the extraction of NGK from the buffer tank 11 and its entry into it from the low-temperature gas separation unit 4. At the same time, the automatic control system in the buffer tank 11 keeps the NGC reserve necessary for stable operation of the pump unit 12.

Реализуя указанный процесс, контролируют расход НГК, подаваемый в МКП 15, датчиком расхода 13. Параллельно контролируют расход НГК, подаваемый в буферную емкость 11, датчиком расхода 9, а так же уровень НГК в буферной емкости 11 датчиком уровня 10. Используя показания указанных датчиков, осуществляют регулирование клапаном-регулятором 2 расхода газоконденсатной смеси, проходящей через блок низкотемпературной сепарации газа 4. При этом объем буферной емкости подобран так, что 11 позволяет учесть потенциальную стохастичность параметров добываемой газожидкостной смеси и потенциальную «раскачку» технологического процесса, возникающую во время переходных процессов, что гарантирует стабильную производительность насосного агрегата подачи НГК в МКП.By implementing this process, the consumption of OGC supplied to the MCP 15 is controlled by the flow sensor 13. In parallel, the consumption of OGC supplied to the buffer tank 11 by the flow sensor 9, as well as the level of the OGC in the buffer tank 11 by the level 10 sensor. Using the readings of these sensors, they control the flow rate of the gas-condensate mixture through the low-temperature gas separation unit 4. The volume of the buffer tank is selected so that 11 allows to take into account the potential stochasticity of the parameters produced second gas-liquid mixture and the potential "swing" process that occurs during transients, which ensures a stable performance of the pump unit supplying COG in PCR.

Автоматическое управление производительностью установки по НГК с учетом сказанного реализуют по следующему принципу:Automatic control of the plant’s performance by OGC, taking into account the foregoing, is implemented according to the following principle:

Задание диспетчера газодобывающего предприятия по уровню добычи НГК поступает в БД АСУ ТП, которая исполняет его с помощью ПИД-регулятора 23 поддержания расхода НГК, реализованного на ее базе. Для этого на вход обратной связи PV данного ПИД-регулятора подают сигнал 16 - значения текущего расхода НГК в МКП 15, поступающего с датчика расхода 13, а на вход задания SP этого же ПИД-регулятора подают сигнал задания 17 на добычу НГК, поступающий из БД АСУ ТП 3 установки. Сравнивая эти сигналы ПИД-регулятор 23 на выходе CV формирует управляющий сигнал 25 - задание производительности насосного агрегата 12, который обеспечивает заданный объем подачи НГК в МКП 15.The task of the gas producer’s dispatcher on the level of NGK production is received in the automated process control system database, which executes it with the help of the PID controller 23 to maintain the consumption of NGK implemented on its basis. To do this, the feedback signal PV of this PID controller is supplied with a signal 16 — the values of the current OGC flow rate to the MCP 15 coming from the flow sensor 13, and the SP signal of the same PID regulator is supplied with the job signal 17 for the production of OGC coming from the DB ASU TP 3 installations. Comparing these signals, the PID controller 23 at the CV output generates a control signal 25 - the performance of the pump unit 12, which provides a given volume of supply of OGC to the MCP 15.

Объем поступления НГК в буферную емкость 11 из блока низкотемпературной сепарации газа 4, необходимый для выполнения задания по объему добычи НГК, поддерживают с помощью ПИД-регулятора 24 поддержания расхода НГК (также реализованного на базе АСУ ТП 3 установки).The volume of OGC supply to the buffer tank 11 from the low-temperature gas separation unit 4, which is necessary for fulfilling the task for the volume of OGC production, is supported by the PID controller 24 to maintain the OGC consumption (also implemented on the basis of automated process control system 3 of the installation).

Для управления поступлением НГК в буферную емкость 11 на вход задания SP ПИД-регулятора 24 подают сигнал 16 значения текущего расхода НГК в МКП 15 с датчика расхода 13. На вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал 18 - значения текущего расхода НГК, поступающий с датчика 9, контролирующего расход НГК на выходе блока низкотемпературной сепарации газа 4. В результате сравнения этих сигналов ПИД-регулятор 24 формируется на своем выходе CV управляющий сигнал 26 для клапана-регулятора 2 расхода добываемой газоконденсатной смеси, проходящей через блок низкотемпературной сепарации газа 4. В результате АСУ ТП поддерживает такой объем добычи газожидкостной смеси, при котором разность расхода между выходом НГК из блока 4 и подачей его в МКП 15 будет полностью компенсироваться соответствующим объемом НГК в буферной емкости 11.To control the supply of OGC to the buffer tank 11, the signal SP of the current OGC flow rate 24 is supplied to the input of the SP task of the PID controller 24 from the flow sensor 13 to the MCP 15. The signal 18, the current value of the OGC flow rate, is fed to the feedback input PV of the same PID controller coming from the sensor 9, which controls the flow of OGC at the output of the low-temperature gas separation unit 4. As a result of comparing these signals, the PID controller 24 generates at its output CV a control signal 26 for the control valve 2 of the flow rate of the produced gas condensate mixture, passing th through low temperature gas separation unit 4. As a result, PCS supports a production volume of gas-liquid mixture, wherein the flow rate difference between the output from NGK unit 4 and feeding it to the MCP 15 will be fully compensated by a corresponding volume of COG in the buffer tank 11.

Обслуживающий персонал в момент настройки системы автоматического управления производительностью установки, исходя из паспортных данных буферной емкости 11 и технологического регламента установки, задает значения максимальной - Lмакс._пред. и минимальной - Lмин._пред. предупредительной уставки, максимального - Lмакс. и минимального Lмин. допустимого уровня жидкости в вид соответствующих уставок а также значение рабочего уровня в ней. С учетом этих уставок АСУ ТП контролирует текущий уровень НГК - Lраб. в буферной емкости 11, используя показания датчика уровня 10. В случае выхода значения уровня за пределы предупредительных уставок, АСУ ТП, для ускорения компенсации отклонения, изменяет динамику работы ПИД-регулятора 24. Это достигается путем коммутации коэффициентов пропорциональности Kп_ном. и Kп_макс., значения которых в виде сигналов 19 и 20 поступают из базы данных АСУ ТП на входы I1 и I2 блока коммутации 22, который так же реализован на базе АСУ ТП 3 установки. Переключение в блоке коммутации между коэффициентами пропорциональности Kп_ном. и Kп_макс., производится по сигналу 21, подаваемому АСУ ТП на вход CS блока коммутации коэффициентов пропорциональности 22. Алгоритм подачи сигнала 21 на коммутацию коэффициентов пропорциональности учитывает текущее значение уровня НГК в буферной емкости 11 и описан ниже.The staff at the time of setting up the system for automatic control of the plant capacity, based on the passport data of the buffer tank 11 and the technological schedule of the installation, sets the maximum value - L max_prev. and minimum - L min. warning setting, maximum - L max. and minimum L min. permissible fluid level in the form of the relevant settings as well as the value of the working level in it. Based on these settings, the automatic process control system controls the current level of NGK - L slave. in the buffer tank 11, using the readings of the level sensor 10. If the level exceeds the warning settings, the automatic process control system, to accelerate the deviation compensation, changes the dynamics of the PID controller 24. This is achieved by switching the proportionality coefficients K p_nom. and K p_max. , the values of which in the form of signals 19 and 20 come from the database of the process control system at the inputs I 1 and I 2 of the switching unit 22, which is also implemented on the basis of the control system 3 of the installation. Switching in the switching unit between the proportionality coefficients K pnom. and K p_max. is produced by the signal 21 supplied by the automatic control system to the input CS of the proportionality coefficient switching unit 22. The algorithm for supplying the signal 21 to the switching of proportionality coefficients takes into account the current value of the OGC level in the buffer tank 11 and is described below.

Если уровень НГК в буферной емкости 11 находится между верхней и нижней предупредительной уставками, АСУ ТП подает на вход 21 сигнал «1» и значение Kп_ном. . со входа I1 г проходит на выход О блока коммутации 22 и далее на вход Кр ПИД-регулятора 24. В результате этого ПИД-регулятор 24 поддержания расхода НГК из блока низкотемпературной сепарации газа 4 в буферную емкость 11 будет работать в номинальном режиме.If the level of OGC in the buffer tank 11 is between the upper and lower warning settings, the automatic process control system supplies input “1” and the value of K p_nom to input 21 . . from input I, 1 g passes to the output O of the switching unit 22 and then to the input Kr of the PID controller 24. As a result, the PID controller 24 to maintain the consumption of OGCs from the low-temperature gas separation unit 4 to the buffer tank 11 will operate in nominal mode.

Если уровень НГК в буферной емкости 11 достигнет одной из предупредительных уставок (Lмакс._пред. и Lмин._пред.), АСУ ТП подает на вход CS блока коммутации коэффициента пропорциональности сигнал «0» и значение Kп._макс. ., подаваемое на вход I2 коммутатора 22 будет проходить на его выход О и далее на вход Кр ПИД-регулятор 24. В этом случае работа ПИД-регулятора 24 будет протекать с допустимым уровнем перерегулирования.If the OGC level in the buffer tank 11 reaches one of the warning settings (L max_limit and L min_limit ), the automatic process control system supplies the signal “0” and the value of K p.max to the CS input of the proportionality switching unit . . supplied to the input I 2 of the switch 22 will go to its output O and then to the input Kr PID controller 24. In this case, the operation of the PID controller 24 will proceed with an acceptable level of overshoot.

Как только текущее значение уровня НГК в буферной емкости 11, поступающее с датчика уровня 10, окажется между предупредительными уставками, АСУ ТП подаст на вход CS коммутатора 22 сигнал коммутации, равный «1» и вернет ПИД-регулятор 24 в номинальный режим работы.As soon as the current value of the OGC level in the buffer tank 11, coming from the level sensor 10, is between the warning settings, the automatic process control system will send a switching signal equal to “1” to the input of the switch 22 and return the PID controller 24 to the nominal operation mode.

Благодаря использованию двух коэффициентов пропорциональности, коммутируемых в зависимости от сложившейся ситуации, изменяется режим работы ПИД-регулятора 24. В результате повышается быстродействие и точность введения технологического режима установки за счет изменения реакции системы на возмущающие факторы, возникающие во время переходных процессов на установке. Как следствие этого - практически исключаются критические отклонения уровня НГК в буферной емкости за установленные ограничения. Благодаря этому обеспечивается транспортировка НГК по конденсатопроводу в однофазном состоянии, исключая появление газовых пробок и их скоплений в МКП.Due to the use of two proportionality coefficients, switched depending on the current situation, the operating mode of the PID controller 24 changes. As a result, the speed and accuracy of introducing the technological mode of the installation are increased by changing the response of the system to disturbing factors that occur during transients at the installation. As a result of this, critical deviations of the level of NGCs in the buffer tank for the established limitations are practically eliminated. This ensures the transportation of OGC via a condensate pipeline in a single-phase state, eliminating the occurrence of gas plugs and their accumulations in the MCP.

Если в ходе технологического процесса уровень НГК в буферной емкости 11 выйдет за границы одного из своих предупредительных ограничений - Lмакс._пред. или Lмин._пред., то АСУ ТП формирует об этом сообщение оператору установки для оценки сложившейся ситуации и принятия решений об изменении технологического режима ее работы.If during the process the level of OGC in the buffer tank 11 goes beyond the boundaries of one of its warning restrictions - L max_limit. or L min. , then the automatic process control system generates a message about this to the plant operator to assess the current situation and make decisions on changing the technological mode of its operation.

Если уровень НГК в буферной емкости 11 выйдет за границы своего максимального - Lмакс. или минимального - Lмин. значения (обозначенных в технологическом регламенте как соответствующие уставки), о АСУ ТП сформирует об этом сообщение оператору установки для оценки сложившейся ситуации. Одновременно АСУ ТП запустит алгоритм управления процессом, предусмотренный технологическим регламентом установки для такого случая.If the level of NGC in the buffer tank 11 goes beyond its maximum - L max. or minimum - L min. values (indicated in the technological regulations as the corresponding settings) about the automatic process control system will generate a message about this to the installation operator to assess the current situation. At the same time, the automatic process control system will launch the process control algorithm provided for by the technological regulations of the installation for such a case.

Так же АСУ ТП 3 в режиме реального времени контролирует давление в МГП 7 и в МКП 15, используя показания датчиков давления 6 и 14. В случаях достижения одного из давлений значения предупредительной уставки, определенных технологическим регламентом установки, АСУ ТП 3 формирует сообщение оператору установки для принятия решений по изменению режима ее работы.In addition, the automatic process control system 3 monitors the pressure in the IHP 7 and the MCP 15 in real time using the readings of the pressure sensors 6 and 14. In case of one of the pressures reaching the warning set by the technological regulations of the installation, the automatic control system 3 generates a message to the installation operator for making decisions on changing the mode of its work.

Если, несмотря на принятое оператором установки решение, давление в МГП или в МКП достигнет своего максимального Pмакс. или минимального Pмин. значения, определенных как уставки технологическим регламентом установки, или выйдет за их рамки, то АСУ ТП 3 формирует сообщение оператору установки о возникшей ситуации. Одновременно АСУ ТП запускает алгоритм работы, предусмотренный технологическим регламентом установки для такого случая.If, despite the decision made by the installation operator, the pressure in the IHP or in the MCP reaches its maximum P max. or minimum P min. values defined as settings by the technological regulations of the installation, or go beyond their scope, then the automated process control system 3 generates a message to the installation operator about the situation. At the same time, the automatic process control system launches the operation algorithm provided for by the technological regulations of the installation for such a case.

Настройку используемых ПИД-регуляторов проводит обслуживающий персонал в момент запуска системы в работу под конкретный режим работы установки согласно методу, изложенному, например, в «Энциклопедии АСУ ТП», п. 5.5, ПИД-регулятор, ресурс:The settings for the PID controllers used are carried out by the operating personnel at the time the system is put into operation for a specific operating mode of the installation according to the method described, for example, in the Encyclopedia of ACS TP, clause 5.5, PID controller, resource:

http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.

Способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа в условиях Крайнего Севера реализован в ПАО «Газпром» ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном газоконденсатном месторождении на установках комплексной подготовки газа 1В и 2В. Результаты эксплуатации показали его высокую эффективность. Заявляемое изобретение может широко использоваться и на других действующих и вновь осваиваемых газоконденсатных месторождениях РФ.A method for automatically controlling the performance of a low-temperature gas separation unit in the Far North was implemented at Gazprom PJSC Gazprom dobycha Yamburg at the Zapolyarnoye gas condensate field at integrated gas treatment plants 1B and 2B. The results of operation have shown its high efficiency. The claimed invention can be widely used in other existing and newly developed gas condensate fields of the Russian Federation.

Применение данного способа позволяет в автоматическом режиме:The application of this method allows in automatic mode:

- поддерживать заданный диспетчером газодобывающего предприятия объем добычи НГК и удерживать его необходимый запас в буферной емкости для бесперебойной работы насосного агрегата;- maintain the volume of NGK production set by the dispatcher of the gas producing enterprise and keep its necessary supply in the buffer tank for uninterrupted operation of the pump unit;

- контролировать значения давления и расхода газа и НГК, подаваемых в МГП и МКП, соответственно;- control the values of pressure and flow rate of gas and OGC supplied to the IHP and MCP, respectively;

- поддерживать стабильный режим работы установки во время переходных процессов, обеспечивая транспортировку НГК по МКП в однофазном состоянии, исключая «раскачку» режима работы установки и появления газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе.- maintain a stable mode of operation of the installation during transients, ensuring the transportation of OGCs through the MCP in a single-phase state, excluding the "buildup" of the operating mode of the installation and the appearance of gas plugs and their accumulations in the condensate line.

Claims (5)

1. Способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа в условиях Крайнего Севера, включающий контроль средствами автоматизированной системы управления технологическим процессами - АСУ ТП установки низкотемпературной сепарации газа расхода осушенного газа, поступающего в магистральный газопровод - МГП, расхода нестабильного газового конденсата - НГК, поступающего в магистральный конденсатопровод - МКП, уровня НГК в буферной емкости, давления газа в МГП и давления конденсата в МКП, отличающийся тем, что задание диспетчера газодобывающего предприятия по объему добычи НГК поступает в базу данных АСУ ТП, которая исполняет задание с помощью ПИД-регулятора поддержания расхода НГК в МКП, реализованного на базе АСУ ТП, на вход задания SP которого АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера, и одновременно на его вход обратной связи PV подает сигнала текущего расхода НГК в МКП, сравнивая которые, этот ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал задания производительности насосного агрегата, который обеспечивает заданный объем подачи НГК из буферной емкости в МКП, одновременно АСУ ТП следит за уровнем НГК в буферной емкости, который удерживает в заданных пределах с помощью ПИД-регулятора поддержания объема добычи НГК установки, на вход задания SP которого подают сигнал текущего расхода НГК в МКП, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал текущего расхода НГК, поступающего из установки низкотемпературной сепарации в буферную емкость, сравнивая которые, этот ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал, поступающий на клапан-регулятор, управляющий расходом добываемой газоконденсатной смеси, поступающей в блок низкотемпературной сепарации газа, при этом ПИД-регулятор поддержания уровня добычи НГК работает в двух режимах: номинальном, если уровень НГК в буферной емкости не выходит за рамки верхней или нижней предупредительной уставки; либо с допустимым уровнем перерегулирования, если уровень НГК в буферной емкости выходит за рамки верхней или нижней предупредительной уставки, и это переключение режимов осуществляет АСУ ТП, подавая сигнал на коммутацию коэффициентов пропорциональности, поступающий на вход CS управления работой блока коммутации, в результате соответствующее значение коэффициента пропорциональности с выхода коммутатора поступает на вход Кр ПИД-регулятора поддержания уровня добычи НГК установкой, при этом сигналы номинального и максимального значений коэффициента пропорциональности на входы блока коммутации поступают непрерывно из базы данных АСУ ТП, а их величины назначаются по итогам газодинамических исследований скважин с учетом проекта разработки месторождения.1. A method for automatically controlling the performance of a low-temperature gas separation unit in the Far North, including monitoring by means of an automated process control system - automated process control system for a low-temperature gas separation unit for the flow rate of dried gas entering the gas main - MGP, the flow rate of unstable gas condensate - NGK entering the main condensate pipeline - MCP, the level of gas condensate in the buffer tank, the gas pressure in the MHP and the condensate pressure in the MCP, excellent which consists in the fact that the task of the gas producer’s dispatcher in terms of NGK production volume is supplied to the automated process control system database, which executes the task with the help of the PID controller to maintain the oil and gas complex’s consumption in the MCP, implemented on the basis of the automatic control system, to the input of the SP task of which the automatic control system sends the controller task , and at the same time, PV feeds the signal of the current consumption of the OGC to the MCP to its feedback input, comparing which, this PID controller generates at its output CV a control signal for specifying the performance of the pump unit, which provides a given the volume of supply of OGC from the buffer tank to the MCP; at the same time, the automated process control system monitors the level of OGC in the buffer tank, which is kept within the specified limits by means of a PID controller to maintain the production volume of the OGC unit, at the input of the reference SP of which the signal of the current consumption of OGC to the MCP and at the feedback input PV of the same PID controller, a signal of the current consumption of OGC coming from the low-temperature separation unit to the buffer tank is fed, comparing which, this PID controller generates a control signal at its output CV control valve controlling flow rate of produced gas condensate mixture entering the low-temperature gas separation unit, with the PID controller to maintain production levels COG operates in two modes: a nominal, if NGK level in the buffer tank does not extend beyond the upper or lower warning setpoint; or with an acceptable level of overshoot, if the level of OGC in the buffer tank exceeds the upper or lower warning set point, and this switching of the modes is carried out by the automatic process control system, applying a signal to the switching of the proportionality coefficients, which is input to the input CS of controlling the operation of the switching unit, resulting in a corresponding coefficient value the proportionality from the output of the switch is fed to the input Kr of the PID controller to maintain the level of NGC production by the installation, while the signals of the nominal and maximum values of the proportionality coefficient, the inputs of the switching unit are received continuously from the automated process control system database, and their values are assigned based on the results of gasdynamic studies of wells, taking into account the field development project. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что если в ходе технологического процесса уровень НГК в буферной емкости достигнет верхнего или нижнего предупредительного значения, заданного уставками ограничения, обозначенными в технологическом регламенте, то АСУ ТП об этом сообщает оператору установки для оценки сложившейся ситуации и принятия решений об изменении технологического режима ее работы.2. The method according to p. 1, characterized in that if during the process the level of OGC in the buffer tank reaches the upper or lower warning value specified by the limit settings indicated in the technological regulations, the process control system informs the plant operator about this situation and making decisions on changing the technological mode of its work. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что если в ходе технологического процесса уровень НГК в буферной емкости достигнет своего максимального или минимального значения, ограниченного уставками, обозначенными в технологическом регламенте, или выйдет за их рамки, то АСУ ТП об этом сообщает оператору установки для оценки сложившейся ситуации и запускает алгоритм управления процессом, предусмотренный технологическим регламентом установки для такого случая.3. The method according to p. 1, characterized in that if during the process the level of OGC in the buffer tank reaches its maximum or minimum value, limited by the settings specified in the technological regulations, or goes beyond them, then the automated process control system informs the operator about this installation to assess the situation and launches the process control algorithm provided for by the technological regulations of the installation for such a case. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что АСУ ТП в режиме реального времени контролирует давление в МГП и в МКП и случае достижения любого из этих давлений одной из своих предупредительных уставок, определенных технологическим регламентом установки, АСУ ТП формирует сообщение оператору установки для принятия решений по изменению ее режима работы.4. The method according to p. 1, characterized in that the automatic process control system monitors the pressure in the IHP and the manual gearbox in real time and if any of these pressures reaches one of its warning settings determined by the technological regulations of the installation, the automatic process control system generates a message to the installation operator for making decisions on changing its mode of operation. 5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что если несмотря на принятые оператором установки решения давление в МГП или в МКП выйдет за границы своего максимального или минимального допустимого значения, заданного соответствующими уставками, определенными технологическим регламентом установки, то АСУ ТП формирует сообщение оператору установки о сложившейся ситуации и запускает алгоритм работы, предусмотренный ее технологическим регламентом для такого случая.5. The method according to p. 1, characterized in that if, despite the decisions made by the installation operator, the pressure in the IHL or in the MCP goes beyond its maximum or minimum allowable value specified by the relevant settings defined by the technological regulations of the installation, then the automatic process control system generates a message to the operator installation about the current situation and launches the operation algorithm provided for by its technological regulations for such a case.
RU2019100288A 2019-01-09 2019-01-09 Method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of extreme north RU2709044C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019100288A RU2709044C1 (en) 2019-01-09 2019-01-09 Method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of extreme north

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019100288A RU2709044C1 (en) 2019-01-09 2019-01-09 Method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of extreme north

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2709044C1 true RU2709044C1 (en) 2019-12-13

Family

ID=69006546

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019100288A RU2709044C1 (en) 2019-01-09 2019-01-09 Method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of extreme north

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2709044C1 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2743690C1 (en) * 2020-06-04 2021-02-24 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic load distribution between low-temperature gas separation lines with turbo-expander units at gas treatment facilities of northern russia
RU2743870C1 (en) * 2020-06-04 2021-03-01 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic load distribution between low-temperature gas separation lines at gas treatment plants of oil and gas condensate fields of northern russia
RU2743869C1 (en) * 2020-06-04 2021-03-01 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic load distribution between low-temperature gas separation lines at gas treatment plants using air cooling units, oil and gas condensate fields of northern russia
CN113090417A (en) * 2021-03-29 2021-07-09 招商局重工(深圳)有限公司 LPG gas-liquid separation jar and fuel control system
RU2781231C1 (en) * 2022-03-15 2022-10-07 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit operating in the conditions of the north of the russian federation

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2725337A (en) * 1955-11-29 Heater
US2873814A (en) * 1957-04-22 1959-02-17 Nat Tank Co Methods and means for low temperature separation of liquid hydrocarbons from naturalgas
SU744117A1 (en) * 1977-11-09 1980-06-30 Специальное Проектно-Конструкторское Бюро "Промавтоматика" Министерства Приборостроения Средств Автоматизации И Систем Управления Ссср Automatic production regulating system for gas condensate field
SU769240A1 (en) * 1979-01-15 1980-10-07 Специальное проектно-конструкторское бюро "Промавтоматика" Device for control of apparatus for low-temperature separation of gas
RU2344339C1 (en) * 2007-07-12 2009-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Ямбурггаздобыча Method of gas field technological processes control
RU2506505C1 (en) * 2012-11-21 2014-02-10 Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" Device for gas treatment with remote control terminal and use of software system for automatic flow control

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2725337A (en) * 1955-11-29 Heater
US2873814A (en) * 1957-04-22 1959-02-17 Nat Tank Co Methods and means for low temperature separation of liquid hydrocarbons from naturalgas
SU744117A1 (en) * 1977-11-09 1980-06-30 Специальное Проектно-Конструкторское Бюро "Промавтоматика" Министерства Приборостроения Средств Автоматизации И Систем Управления Ссср Automatic production regulating system for gas condensate field
SU769240A1 (en) * 1979-01-15 1980-10-07 Специальное проектно-конструкторское бюро "Промавтоматика" Device for control of apparatus for low-temperature separation of gas
RU2344339C1 (en) * 2007-07-12 2009-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Ямбурггаздобыча Method of gas field technological processes control
RU2506505C1 (en) * 2012-11-21 2014-02-10 Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" Device for gas treatment with remote control terminal and use of software system for automatic flow control

Cited By (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2743690C1 (en) * 2020-06-04 2021-02-24 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic load distribution between low-temperature gas separation lines with turbo-expander units at gas treatment facilities of northern russia
RU2743870C1 (en) * 2020-06-04 2021-03-01 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic load distribution between low-temperature gas separation lines at gas treatment plants of oil and gas condensate fields of northern russia
RU2743869C1 (en) * 2020-06-04 2021-03-01 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic load distribution between low-temperature gas separation lines at gas treatment plants using air cooling units, oil and gas condensate fields of northern russia
CN113090417A (en) * 2021-03-29 2021-07-09 招商局重工(深圳)有限公司 LPG gas-liquid separation jar and fuel control system
RU2781231C1 (en) * 2022-03-15 2022-10-07 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit operating in the conditions of the north of the russian federation
RU2781238C1 (en) * 2022-03-15 2022-10-07 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic control of low-temperature gas separation unit with turbo-expander units in the north of rf
RU2783033C1 (en) * 2022-03-15 2022-11-08 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit with turbo-expander units in the extreme north of the russian federation
RU2783036C1 (en) * 2022-03-15 2022-11-08 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic maintenance of temperature condition at low-temperature gas separation installations with turbo-expander units in the extreme north of the russian federation
RU2783037C1 (en) * 2022-03-15 2022-11-08 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic maintenance of the temperature condition on low-temperature gas separation installations with air cooling apparatus in the extreme north of the russian federation
RU2783035C1 (en) * 2022-03-15 2022-11-08 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic control of low-temperature gas separation unit with air cooling apparatus in the north of rf
RU2804000C1 (en) * 2023-03-13 2023-09-25 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic load distribution between gas drying trains at complex gas treatment plants
RU2803993C1 (en) * 2023-03-13 2023-09-25 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatically controlling gas drying process on multifunctional absorbers of complex gas treatment plants located in the north of the russian federation
RU2803996C1 (en) * 2023-03-13 2023-09-25 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatically controlling gas drying process at complex gas treatment plants in the far north of the russian federation
RU2803998C1 (en) * 2023-03-13 2023-09-25 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic control of gas drying process in multifunctional absorbers of complex gas treatment plants
RU2805067C1 (en) * 2023-03-13 2023-10-11 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic load distribution between gas drying trains at complex gas treatment plants
RU2811554C1 (en) * 2023-03-13 2024-01-15 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatical control of gas drying process at complex gas treatment plants in the far north of the russian federation
RU2811555C1 (en) * 2023-03-13 2024-01-15 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method for automatic control of gas drying process in multifunctional absorbers of complex gas treatment plants

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2709044C1 (en) Method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of extreme north
RU2680532C1 (en) Method for automatic support of the temperature mode of technological processes with the use of turboexpander aggregate on the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions
RU2709045C1 (en) Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit
RU2376451C1 (en) Complex automation system of hydrat formation ihybitor distribution and dosage
RU2685460C1 (en) Method for automatic support of the temperature mode of technological processes of the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions
RU2647288C1 (en) Method for automatic control of technological process for supply of gas condensate into main condensate line
GB2541504A (en) Flow control system and method
RU2692164C1 (en) Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate supplied to the main condensate line, using the air cooling apparatus, at the units of low-temperature gas separation in areas of the far north
CN104675686A (en) Automatic adjusting method of water supply pressure
CN108253518B (en) Thermal power plant heat supply network steam supply pressure control method
RU2292298C2 (en) Method of governing chlorine dioxide production process
RU2709119C1 (en) Method for optimizing the process of washing the inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants
RU2545204C1 (en) System of cluster water injection to reservoir
RU2661500C1 (en) Method of inhibitor supply automatic control for prevention of the hydrates formation in gas gathering tails of gas condensate deposits located in the far north regions
Krishnamoorthy et al. Gas-lift optimization by controlling marginal gas-oil ratio using transient measurements
RU2506505C1 (en) Device for gas treatment with remote control terminal and use of software system for automatic flow control
US5831850A (en) Method and device for control over an admissable range with contextual anticipation using fuzzy logic
RU2743690C1 (en) Method for automatic load distribution between low-temperature gas separation lines with turbo-expander units at gas treatment facilities of northern russia
RU2743870C1 (en) Method for automatic load distribution between low-temperature gas separation lines at gas treatment plants of oil and gas condensate fields of northern russia
RU2687519C1 (en) Inhibitor supply automatic control method for the hydrates formation prevention in located in the far north regions integrated / preliminary gas preparation installations gathering systems
RU2760834C1 (en) Method for automatic maintenance of gas consumption of integrated gas treatment plants in the arctic regions
RU2657313C1 (en) Method of regulation the productivity of a gas production enterprise located in the areas of the far north
RU2819122C1 (en) Method for automatic control of productivity of gas fields taking into account their energy efficiency in conditions of the far north
RU2755099C1 (en) Method for automatic control of low-temperature gas separation at oil and gas condensate fields in the north of the russian federation
RU2782988C1 (en) Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit operating in the conditions of the extreme north of the russian federation