RU2709045C1 - Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit - Google Patents

Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit Download PDF

Info

Publication number
RU2709045C1
RU2709045C1 RU2019100287A RU2019100287A RU2709045C1 RU 2709045 C1 RU2709045 C1 RU 2709045C1 RU 2019100287 A RU2019100287 A RU 2019100287A RU 2019100287 A RU2019100287 A RU 2019100287A RU 2709045 C1 RU2709045 C1 RU 2709045C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
ugc
level
installation
buffer tank
Prior art date
Application number
RU2019100287A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Анатолий Кузьмич Арабский
Сергей Владимирович Завьялов
Андрей Николаевич ЕФИМОВ
Михаил Николаевич Макшаев
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 RU2019100287A priority Critical patent/RU2709045C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2709045C1 publication Critical patent/RU2709045C1/en

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/26—Drying gases or vapours
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05D—SYSTEMS FOR CONTROLLING OR REGULATING NON-ELECTRIC VARIABLES
    • G05D27/00—Simultaneous control of variables covered by two or more of main groups G05D1/00 - G05D25/00

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to production, collection and preparation of natural gas and gas condensate for transportation, in particular, to automatic control of capacity of low-temperature gas separation units. Method for automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation includes control of means of automated process control system (APCS) of installation of low-temperature separation of gas flow of dried gas, supplied to main gas line (MGL), consumption of unstable gas condensate (UGC) supplied to main condensate line (MCL), level of UGC in buffer tank, gas pressure in MGL and condensate pressure in MCL. Assignment of a gas producer operator to the UGC production level is transmitted to a database (DB APCS), which executes it using a PID controller for maintaining flow rate UGC in the MCL, implemented on the basis of APCS, to the SP setting input of which the APCS supplies the dispatcher setting signal, and to its feedback input PV sends a signal of current flow rate UGC to MCL, comparing which this PID-controller generates at its output CV control signal setting capacity of pump unit, which provides a given volume of supply UGC from buffer capacity in MCL. Simultaneously, the APCS monitors the level of UGC in the buffer tank, which holds within the predetermined limits with the help of the PID-control of maintaining the production level of the UGC of the plant, the SP input of which sends the signal of the current flow rate UGC to the MCL, and to the PV input of the same PID-controller supplies a signal of current flow rate UGC coming from the low-temperature gas separation unit to the buffer tank, by comparing which said PID-controller generates at its output CV a control signal supplied to the control valve, controlling flow rate of produced gas-condensate mixture supplied to low-temperature gas separation unit. PID controller for maintaining production level UGC operates in dynamic mode determined by value of proportionality coefficient Kp, supplied to input of same PID-controller and continuously calculated in real time by the unit for rapid calculation of the proportionality coefficient depending on the value of the process settings and the current readings of the UGC level sensor in the buffer tank controlled by the APCS. Unit for rapid calculation of the proportionality coefficient realizes its calculations based on a certain mathematical relationship.
EFFECT: technical result consists in automatic maintenance of specified value of production level of UGC and its required margin in buffer capacity; real-time monitoring of pressure and flow rate values of gas and UGC supplied to main gas line MGL and main condensate line MCL, respectively; maintenance of stable operation mode of the plant during transient processes, providing transportation of UGC by MCL in single-phase state, exclusion of "swinging" of operating mode of installation and appearance of gas plugs and their accumulations in condensate line.
6 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 (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 (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 program setter of the system.

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, производительность установки поддерживается, в первую очередь, по объему добычи НГК. В результате управление промыслом, обеспечивающего 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, NGK is a more valuable product and, as a rule, the plant’s productivity is primarily supported by the volume of NGK production. As a result, the management of the field, which provides the specified volume of production for 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 установки по добычи НГК путем контроля его уровня в конденсатосборнике. В случае увеличения отбора НГК потребителем, происходит снижение его уровня в конденсатосборнике. Система фиксирует это отклонение и, используя идентификатор и оптимизатор, производит увеличение задания регулятору расхода газоконденсатной смеси, проходящей через установку, что приводит к увеличению выхода НГК и, соответственно, к повышению его уровня в конденсатосборнике. А в случае уменьшения отбора НГК потребителем, происходит повышение его уровня, система фиксирует это отклонение и, соответственно, производит уменьшения задания регулятору расхода газоконденсатной смеси, проходящей через установку, что приводит к уменьшению выхода НГК и снижению его уровня в конденсатосборнике.This method supports the performance of the installation for the production of oil and gas by controlling its level in the condensate tank. In the case of an increase in the selection of NGC by the consumer, its level in the condensate collector decreases. The system fixes this deviation and, using the identifier and the optimizer, increases the task of the flow regulator of the gas condensate mixture passing through the installation, which leads to an increase in the output of OGC and, accordingly, to increase its level in the condensate collector. And 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 of the controller of the flow rate of the gas condensate mixture passing through the unit, which leads to a decrease in the output of OGC 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 приведут к необоснованному изменению задания для установки по расходу газа. А это вызовет не нужную «раскачку» ее режима работы и может повлечь за собой нарушение технологического режима работы установки, что в конечном итоге может повлиять на качество и количество подготавливаемого НГК, а также 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 capacity of the installation directly depends on the level of gas condensate in the buffer tank (condensate collector), short-term changes in the working level of gas condensate in it will lead to an unreasonable change in the task for the gas consumption unit. And this will cause an unnecessary “buildup” of its operating mode and may lead to a violation of the technological operating mode of the installation, which may ultimately affect the quality and quantity of the gas condensate being prepared, as well as 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 значения уровня добычи НГК и его необходимого запаса в буферной емкости, гарантирующего бесперебойную работу насосного агрегата;- automatic maintenance of the gas production level set by the dispatcher of the gas producing company and its required reserve in the buffer tank, guaranteeing uninterrupted operation of the pump unit;

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

- поддержание стабильного режима работы установки во время переходных процессов, обеспечивая транспортировку НГК по МКП в однофазном состоянии, исключение «раскачки» режима работы установки и появления 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, eliminating 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 включает контроль средствами автоматизированной системы управления технологическим процессами (АСУ ТП) установки низкотемпературной сепарации газа следующих параметров:This problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the method for automatically controlling the performance of a low-temperature gas separation unit includes monitoring by means of an automated process control system (ACS TP) of a low-temperature gas separation unit the following parameters:

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

- расхода НГК, поступающего в МКП;- consumption of OGC entering the INC;

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

- давления газа в МГП и давления 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 уровню 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 указанный ПИД-регулятор реализован на базе АСУ ТП.The essence of the method lies in the fact that the task of the dispatcher of a gas producing enterprise by the level of oil and gas production comes to the database (DB) of the automatic process control system, which executes it using the PID controller to maintain the consumption of oil and gas 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. At the same time, the indicated PID controller is implemented on the basis of industrial control system.

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, 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 динамическом режиме, определяемом величиной коэффициента пропорциональности, подаваемого на его вход Кр. А величину коэффициента пропорциональности для ПИД-регулятора непрерывно вычисляет в реальном масштабе времени блок оперативного расчета коэффициента пропорциональности в зависимости от уставок процесса и текущего показания датчика уровня НГК в буферной емкости, контролируемого АСУ ТП.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 PID controller at its CV output generates a control signal supplied to 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 to maintain the level of NGC production works in a dynamic mode determined by the value of the proportionality coefficient supplied to its input Cr. And the value of the proportionality coefficient for the PID controller is continuously calculated in real time by the unit for the on-line calculation of the proportionality coefficient depending on the process settings and the current reading of the OGC level sensor in the buffer tank controlled by the automatic process control system.

Если в ходе технологического процесса уровень НГК в буферной емкости достигнет одного из своих предупредительных ограничений (уставок) сверху - Lмакс._пред. или снизу - Lмин._пред., обозначенных в технологическом регламенте, то АСУ ТП формирует сообщение оператору установки для оценки сложившейся ситуации и принятия решений об изменении технологического режима работы установки.If during the process the level of OGC in the buffer tank reaches one of its warning limits (settings) from above - L max_lim. or from below - L min. indicated in the technological regulations, the automatic process control system generates a message to the installation operator to assess the current situation and make decisions on changing the technological operation mode of the installation.

Если, несмотря на принятое оператором установки решение, уровень НГК в буферной емкости выйдет за свое ограничение по максимуму - Lмакс. или по минимуму - Lмин., определенные в технологическом регламенте уставки, то АСУ ТП формирует об этом сообщение оператору установки для оценки сложившейся ситуации. Одновременно АСУ ТП 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 goes beyond its maximum limit - L max. or at a minimum - L min. defined in the technological regulation of the setpoint, the automatic process control system generates a message about this to the installation operator to assess the current situation. At the same time, the automatic process control system launches the process control algorithm provided for by the technological regulations of the installation for such a case.

АСУ ТП в режиме реального времени контролирует давление в МГП и в МКП, и случае достижения любым из давлений одной из своих предупредительных уставок, либо по максимуму - Pмакс._пред., либо по минимуму - Pмин._пред., определенных технологическим регламентом установки, АСУ ТП формирует сообщение оператору установки для принятия решений по изменению режима работы установки.The automatic process control system in real time monitors the pressure in the IHP and in the MCP, and if any of the pressures reaches one of its warning settings, or to the maximum - P max_limit. , or at a minimum - P min_rep. 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 operation mode of the installation.

Если, несмотря на принятое оператором установки решение, давление в МГП или в МКП выйдет за свое ограничение по максимуму - Pмакс., либо по минимуму - Pмин. (уставки), определенные технологическим регламентом установки, то АСУ ТП формирует сообщение оператору установки о сложившейся 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 goes beyond its maximum limit, P max. , or at a minimum - P min. (settings) determined by the technological regulations of the installation, the automatic process control system 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.

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 газа на входе в установку;2 - gas flow control valve at the inlet to the installation;

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 в МГП;5 - flow sensor of dried gas in 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 контроля уровня НГК в буферной емкости 11;10 - sensor monitoring the level of NGC 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 контроля расхода НГК в МКП 15;13 - sensor monitoring the flow of NGK in the MCP 15;

14 - датчик контроля давления НГК в МКП 15;14 - pressure monitoring sensor NGK 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 15;16 is a signal of the current readings of the flow sensor 13 NGK supplied to the MCP 15;

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 Lбуф. текущих показаний датчика уровня 10 НГК в буферной емкости 11;19 - signal L buffer. current readings of the sensor level 10 NGK in the buffer tank 11;

20 - сигнал Lмакс. - значение уставки максимально допустимого уровня в буферной емкости 11;20 - signal L max. - the setting value of the maximum allowable level in the buffer tank 11;

21 - сигнал Lмин. - значение уставки минимально допустимого уровня в буферной емкости 11;21 - signal L min. - the setting value of the minimum allowable level in the buffer tank 11;

22 - сигнал Кп_макс. - уставка максимального значения коэффициента пропорциональности для ПИД-регулятора поддержания расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа 4 в буферную емкость 11;22 - signal K p_max. - setting the maximum value of the coefficient of proportionality for the PID controller to maintain the flow rate of OGC coming from the low-temperature gas separation unit 4 to the buffer tank 11;

23 - сигнал Кп_мин. - уставка минимального значения коэффициента пропорциональности для ПИД-регулятора поддержания расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа 4 в буферную емкость 11;23 - signal To p_min. - setting the minimum value of the coefficient of proportionality for the PID controller to maintain the flow rate of OGC coming from the low-temperature gas separation unit 4 to the buffer tank 11;

24 - блок оперативного расчета коэффициента пропорциональности для ПИД-регулятора 27;24 - block operational calculation of the proportionality coefficient for the PID controller 27;

25 - ПИД-регулятор поддержания расхода НГК в МКП 15;25 - PID-regulator to maintain the consumption of NGK in the MCP 15;

26 - сигнал управления насосным агрегатом 12;26 - control signal of the pumping unit 12;

27 - ПИД-регулятор поддержания расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа 4 в буферную емкость 11;27 - PID controller to maintain the flow rate of OGC coming from the low-temperature gas separation unit 4 to the buffer tank 11;

28 - сигнал управления клапаном-регулятором расхода газа 2.28 - signal control valve-regulator gas flow 2.

Способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа реализуют следующим образом.A method for automatically controlling the performance of a low-temperature gas separation unit 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 НГК 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 an OGC 9 flow sensor, is discharged to a buffer tank 11 equipped with a level sensor 10. From the buffer tank 11, OGCs are 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 fed to the MHP 7, equipped with flow sensors 5 and pressure 6.

Задание диспетчера газодобывающего предприятия по уровню 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 by the level of NGK production by observing the balance between the selection 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 keeps the NGC reserve within the specified limits, which is necessary for stable operation of the pump unit 12.

Реализуя указанный процесс, контролируют расход НГК, подаваемого 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, поступающей в блок низкотемпературной сепарации газа 4. При этом объем буферной емкости 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.Implementing the indicated process, the consumption of OGC supplied to the MCP 15 is monitored by the flow sensor 13. In parallel, the consumption of the 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 sensor 10. Using the readings of these sensors, the valve-regulator 2 controls the flow rate of the gas condensate mixture entering the low-temperature gas separation unit 4. Moreover, the volume of the buffer tank 11 makes it possible to take into account the potential stochasticity of the parameters of the produced gas-liquid esi and potential "swing" process that occurs during transients, which ensures a stable performance of the pump unit supplying COG in PCR.

С учетом сказанного автоматическое управление производительностью установки по НГК реализуют по следующему алгоритму.Based on the foregoing, automatic control of the plant’s performance by OGC is implemented according to the following algorithm.

Задание диспетчера газодобывающего предприятия по уровню добычи НГК поступает в БД АСУ ТП, которая исполняет его с помощью ПИД-регулятора 25 поддержания расхода НГК. Для этого на вход обратной связи PV данного ПИД-регулятора подают сигнал 16 - значения текущего расхода НГК в МКП 15, поступающий 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 25 формирует на своем выходе CV управляющий сигнал 26 - задание производительности насосному агрегату 12, который обеспечивает заданный объем подачи НГК в МКП 15. ПИД-регулятор 25 реализован на базе АСУ ТП 3 установки.The task of the gas company’s dispatcher on the level of NGK production is received by the automated process control system database, which executes it with the help of the PID controller 25 to maintain the NGK flow rate. 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 from the flow sensor 13, and the SP signal of the same PID regulator is supplied with a task signal 17 for the production of OGC coming from the DB ASU TP 3 installations. Comparing these signals, the PID controller 25 generates a control signal 26 at its output CV - a performance setting for the pump unit 12, which provides a predetermined supply volume of OGCs to the MCP 15. The PID controller 25 is implemented on the basis of automatic control system 3 of the installation.

Объем поступления НГК в буферную емкость 11 из блока низкотемпературной сепарации газа 4, необходимый для выполнения задания диспетчера газодобывающего предприятия по уровню добычи НГК, поддерживают с помощью ПИД-регулятора 27 поддержания расхода НГК.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 of the dispatcher of the gas producing enterprise in terms of OGC production, is supported by the PID controller 27 to maintain the OGC consumption.

Для управления поступлением НГК в буферную емкость 11 на вход задания SP ПИД-регулятора 27 подают сигнал 16 значения текущего расхода НГК в МКП 15 с датчика расхода 13. А 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. Одновременно на вход Кр ПИД-регулятора 27 подается сигнал значения коэффициента пропорциональности Кп, определяющего степень воздействия ПИД-регулятора на клапан-регулятор 2 расхода добываемой газоконденсатной смеси в зависимости от величины разности сигналов 16 текущего расхода НГК в МКП и 18 текущего расхода НГК на выходе блока низкотемпературной сепарации газа. При этом величина коэффициента пропорциональности Кп определяется блоком расчета коэффициента пропорциональности 24 в зависимости от уставок процесса и текущего показания датчика уровня НГК в буферной емкости, контролируемого АСУ ТП. При этом ПИД-регулятор 27 реализован на базе АСУ ТП 3 установки.To control the supply of OGC to the buffer tank 11, the signal 16 of the current consumption of OGC is supplied to the input of the SP task of the PID controller 27 from the flow sensor 13. And to the feedback input PV of the same PID controller, the signal 18 is the current consumption of the OGC coming from the sensor 9, which controls the flow of OGC at the output of the low-temperature gas separation unit 4. At the same time, a signal of the value of the proportionality coefficient K p , which determines the degree of influence of the PID controller on the control valve 2, is fed to the input Кр of the PID controller 27 ode of the produced gas-condensate mixture, depending on the magnitude of the signal difference 16 of the current consumption of OGC in the MCP and 18 of the current consumption of OGC at the output of the low-temperature gas separation unit. In this case, the value of the proportionality coefficient K p is determined by the unit for calculating the proportionality factor 24 depending on the process settings and the current reading of the OGC level sensor in the buffer tank controlled by the automatic process control system. In this case, the PID controller 27 is implemented on the basis of industrial control system 3 of the installation.

Сравнивая входные сигналы и используя вычисленное значение коэффициента пропорциональности, ПИД-регулятор 27 формирует на своем выходе CV управляющий сигнал 28 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 подачи НГК в буферную емкость 11. При этом уровень НГК в буферной емкости имеет ограничения: уставкой минимального уровня Lмин. - 21, и уставкой максимального уровня Lмакс. - 20.Comparing the input signals and using the calculated value of the proportionality coefficient, the PID controller 27 generates at its output CV a control signal 28 for the control valve 2 of the flow rate of the produced gas condensate mixture passing through the low-temperature gas separation unit 4. As a result, the automatic process control system maintains such a volume of gas-liquid mixture production at which the flow difference between the output of the OGC from block 4 and its supply to the MCP 15 will be fully compensated by the corresponding volume of supply of the OGC to the buffer tank 11. At this level The level of OGC in the buffer tank has the following limitations: by setting the minimum level L min. - 21, and the maximum level setpoint L max. - 20.

Текущее значение коэффициента пропорциональности - Кп для ПИД-регулятора 27 рассчитывается в режиме реального времени блоком оперативного расчета значения коэффициента пропорциональности 24, также реализованном на базе АСУ ТП 3 установки. Значение Кп блок 24 определяет из следующего выражения:The current value of the coefficient of proportionality - K p for the PID controller 27 is calculated in real time by the online unit for calculating the value of the coefficient of proportionality 24, also implemented on the basis of automatic control system 3 of the installation. The value of K p block 24 determines from the following expression:

Figure 00000001
Figure 00000001

где Кп_макс. и Кп_мин. - максимальное и минимальное значение коэффициента пропорциональности для ПИД-регулятора 27, поступающие в виде сигналов 22 и 23 на входы

Figure 00000002
и
Figure 00000003
блока расчета 24;where K n _ max. and K p_min. - the maximum and minimum value of the coefficient of proportionality for the PID controller 27, received in the form of signals 22 and 23 to the inputs
Figure 00000002
and
Figure 00000003
calculation unit 24;

Lбуф. - текущее значение уровня жидкости в буферной емкости 11, поступающее в виде сигнала 19 на вход

Figure 00000004
блока расчета 24;L puff. - the current value of the liquid level in the buffer tank 11, received in the form of a signal 19 to the input
Figure 00000004
calculation unit 24;

Lмакс., Lмин. - значения верхней и нижней уставки уровня жидкости в буферной емкости 11, которые определяются исходя из ее паспортных данных, и подаются в виде сигналов 20 и 21 на входы

Figure 00000005
и
Figure 00000006
блока расчета 24;L max , L min - the values of the upper and lower settings of the liquid level in the buffer tank 11, which are determined based on its passport data, and are supplied in the form of signals 20 and 21 to the inputs
Figure 00000005
and
Figure 00000006
calculation unit 24;

Вычисления Кп по этой формуле ограничиваются следующими условиями:Calculations of K p according to this formula are limited by the following conditions:

если Кп<Кп_мин., то Кп=Кп_мин.,if K p <K p_min. , then K p = K p_min. ,

если Кп>Кп_макс., то Кп=Кп макс..if K p > K p_max. , then K p = K p max. .

Значения Кп_мин. и Кп_макс. для ПИД-регулятора 27 задаются при настройке системы управления обслуживающим персоналом с учетом технологических норм и ограничений, предусмотренных технологическим регламентом установки.Values of K p_min. and K p_max. for the PID controller 27 are set when setting up the control system for maintenance personnel, taking into account technological norms and restrictions provided for by the technological regulations of the installation.

Используемое для расчетов Кп соотношение (1) позволяет реализовать следующий алгоритм управления. Приближение значения уровня НГК в буферной емкости к ограничениям Lмакс. или Lмин. будет вызывать рост коэффициента пропорциональности Кп для ПИД-регулятора 27 к его предельной величине Кп_макс.. Соответственно будет возрастать воздействие ПИД-регулятора 27 на клапан-регулятор КР 2. Если значение уровня НГК в буферной емкости окажется в середине диапазона между ограничениями Lмакс. и Lмин., то значение коэффициента пропорциональности Кп для ПИД-регулятора 27 сравняется с Кп_мин.. Соответственно, воздействие ПИД-регулятора на клапан-регулятор КР 2 будет минимальным. В результате происходит плавное изменение динамики регулирования процесса в зависимости от величины отклонения уровня НГК в буферной емкости 11 от его среднего значения. Как следствие, значительные отклонения уровня НГК в буферной емкости 11, которые возникают при переходных процессах на установке, будут компенсироваться быстрее, что практически исключает выход значения уровня НГК в буферной емкости 11 за установленные ограничения. При этом задание диспетчера газодобывающего предприятия по уровню добычи НГК, подаваемого в МКП 15, будет строго исполняться. Такой способ управления производительностью установки позволяет исключить излишнюю раскачку технологического процесса, что, в свою очередь, приводит к получению однородного продукта (НГК) со стабильными характеристиками качества.Used to calculate KP relation (1) allows us to implement the following control algorithm. The approximation of the value of the level of NGC in the buffer tank to the restrictions LMax. or Lmin will cause an increase in the coefficient of proportionality KP for PID controller 27 to its limit value Kp_max.. Accordingly, the effect of the PID controller 27 on the valve controller KR 2 will increase. If the value of the level of OGC in the buffer tank is in the middle of the range between the restrictions LMax. and Lmin, then the value of the proportionality coefficient KP for the PID controller 27 is equal to Kp_min. Accordingly, the effect of the PID controller on the control valve KR 2 will be minimal. As a result, there is a smooth change in the dynamics of the process control depending on the deviation of the level of OGC in the buffer tank 11 from its average value. As a result, significant deviations of the level of OGC in the buffer tank 11 that occur during transients at the installation will be compensated faster, which virtually eliminates the value of the level of OGC in the buffer tank 11 beyond the established limits. At the same time, the task of the dispatcher of a gas producing enterprise in terms of the production of oil and gas complex supplied to INC 15 will be strictly fulfilled. This method of controlling the productivity of the installation eliminates excessive buildup of the process, which, in turn, leads to a homogeneous product (OGC) with stable quality characteristics.

Если в ходе технологического процесса уровень НГК в буферной емкости 11 выйдет за одно из своих предупредительных ограничений (уставок) - Lмакс._пред. или Lмин._пред., обозначенных в технологическом регламенте, то АСУ ТП формирует сообщение об этом оператору установки для оценки сложившейся ситуации и принятия решения по изменению технологического режима работы установки.If during the process the level of OGC in the buffer tank 11 goes beyond one of its warning restrictions (settings) - L max_prev. or L min. indicated in the technological regulations, the automatic process control system generates a message about this 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 11 достигнет своего максимального - Lмакс. или минимального - Lмин. ограничительного значения, то АСУ ТП формирует сообщение об этом оператору установки для оценки сложившейся ситуации. Одновременно АСУ ТП 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 11 reaches its maximum - L max. or minimum - L min. restrictive value, the automatic process control system generates a message about this to the installation operator to assess the current situation. At the same time, the automatic process control system launches the process control algorithm provided for by the technological regulations of the installation for such a case.

АСУ ТП 3 в режиме реального времени контролирует параметры давлений в МГП 7 и в МКП 15, используя показания датчиков давлений 6 и 14, соответственно. В случае достижения любым из этих давлений одной из своих предупредительных уставок: сверху - Рмакс._пред., или снизу - Pмин._пред., определенных технологическим регламентом установки, АСУ ТП 3 формирует об этом сообщение оператору установки для принятия решения по изменению режима работы установки.ACS TP 3 in real time monitors the pressure parameters in the IHP 7 and in the MCP 15, using the readings of the pressure sensors 6 and 14, respectively. If any of these pressures reaches one of its warning settings: above - R max. _ previous , or from below - P min. defined by the technological regulations of the installation, APCS 3 generates a message about this to the operator of the installation to make a decision on changing the operating mode of the installation.

Если, несмотря на принятое оператором установки решение, давление в МГП или в МКП достигнет максимального - Рмакс. или минимального - Pмин. граничного значения (уставки), определенных технологическим регламентом установки, то АСУ ТП 3 формирует об этом сообщение оператору установки. Одновременно АСУ ТП запускает алгоритм управления процессом, 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 pressure, R max. or minimum - P min. of the boundary value (set point) determined by the technological regulations of the installation, the automatic process control system 3 generates a message about this to the installation operator. At the same time, the automatic process control system launches the process control 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 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 was implemented in PJSC Gazprom, LLC 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 уровень добычи НГК и его необходимый запас в буферной емкости для бесперебойной работы насосного агрегата;- maintain the NGK production level set by the dispatcher of the gas producing enterprise and its necessary reserve in the buffer tank for uninterrupted operation of the pump unit;

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

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

Claims (12)

1. Способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа, включающий контроль средствами автоматизированной системы управления технологическим процессом (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 уровню добычи НГК поступает в базу данных (БД АСУ ТП), которая исполняет его 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, а на его вход обратной связи PV подает сигнал 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 уровня добычи НГК установки, на вход задания SP которого подает сигнал текущего расхода НГК в МКП, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подает сигнал текущего расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа 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 динамическом режиме, определяемом величиной коэффициента пропорциональности Кп, подаваемого на вход этого же ПИД-регулятора и непрерывно рассчитываемого в реальном масштабе времени блоком оперативного расчета коэффициента пропорциональности в зависимости от значения уставок процесса и текущих показаний датчика уровня НГК в буферной емкости, контролируемого АСУ ТП, при этом блок оперативного расчета коэффициента пропорциональности реализует его вычисления по формуле:1. A method for automatically controlling the performance of a low-temperature gas separation unit, including monitoring by means of an automated process control system (APCS) of a low-temperature gas separation unit for the flow rate of dried gas entering the main gas pipeline (MGP), the flow rate of unstable gas condensate (NGC) entering the main condensate pipe (MCP), the level of gas condensate in the buffer tank, the gas pressure in the MHP and the condensate pressure in the MCP, characterized in that the task At the gas producer’s site, by the level of NGK production, it enters the database (DB of the automatic process control system), which executes it using the PID controller to maintain the consumption of NGK in the MCP, implemented on the basis of the automatic process control system, to the input of which SP the control system sends the dispatcher task signal, and PV feeds the signal of the current flow rate 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 the specified supply volume of the OGC from the buffer tank to the MK , at the same time, the automatic process control system monitors the level of OGC in the buffer tank, which keeps it within the specified limits using the PID controller to maintain the production level of the OGC unit, the input of which SP supplies the signal of the current consumption of OGC to the MCP, and the PV input of the same PID -regulator gives a signal of the current flow rate of OGC coming from the low-temperature gas separation unit to the buffer tank, comparing which this PID controller generates at its output CV a control signal supplied to the control valve that controls the flow of ext pumped gas condensate mixture entering the low-temperature gas separation unit, while the PID controller to maintain the production of NGCs operates in a dynamic mode, determined by the value of the proportionality coefficient K p supplied to the input of the same PID controller and continuously calculated in real time by the operational calculation unit proportionality coefficient depending on the value of the process settings and the current readings of the OGC level sensor in the buffer tank controlled by the automatic process control system, while the opera block An active calculation of the coefficient of proportionality implements its calculations by the formula:
Figure 00000007
Figure 00000007
 при этом если Кп<Кп_мин., то Кп=Кп_мин.; Moreover, if K p <K p_min. , then K p = K p_min. ; а если Кп>Кп_макс., то Кп=Кп_макс.,and if K p > K p_max. , then K p = K p_max. , где Кп_макс. и Кп_мин. _ максимальное и минимальное значение коэффициента пропорциональности для ПИД-регулятора поддержания уровня добычи НГК;where K p_max. and K p_min. _ the maximum and minimum value of the coefficient of proportionality for the PID controller to maintain the level of production of oil and gas; Lбуф. _ текущее значение уровня жидкости в буферной емкости;L puff. _ the current value of the liquid level in the buffer tank; Lмакс., Lмин. _ значения максимального и минимального допустимого уровня жидкости в буферной емкости,L max , L min _ values of the maximum and minimum allowable liquid levels in the buffer tank, а величины Кп_макс. и Кп_мин. назначаются по итогам газодинамических исследований скважин с учетом проекта разработки месторождения.and the values of K p_max. and K p_min. are appointed based on the results of gas-dynamic 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 своего верхнего или нижнего предупредительного значения, заданных уставками ограничений, обозначенными в технологическом регламенте, то АСУ ТП формирует сообщение оператору установки для оценки сложившейся ситуации и принятия решения об изменении технологического режима работы установки.2. The method according to p. 1, characterized in that if during the process the level of OGC in the buffer tank reaches its upper or lower warning value specified by the restriction settings specified in the technological regulations, the process control system generates a message to the installation operator to assess the current situation and making decisions on changing the technological mode of operation of the installation. 3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что если, несмотря на принятое оператором установки решение, уровень НГК в буферной емкости достигнет своего максимального или минимального допустимого значения, заданных уставками ограничения, обозначенными в технологическом регламенте, или выйдет за их рамки, то АСУ ТП сформирует сообщение об этом оператору установки для оценки сложившейся ситуации и запускает алгоритм управления процессом, предусмотренный технологическим регламентом установки для такого случая.3. The method according to p. 2, characterized in that if, in spite of the decision made by the installation operator, the level of gas condensate in the buffer tank reaches its maximum or minimum acceptable value specified by the restriction settings specified in the technological regulations, or goes beyond them, then The automated process control system will generate a message about this to the installation operator to assess the current 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 решения 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. 4, отличающийся тем, что если, несмотря на принятое оператором установки решение, 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 технологическим регламентом установки для такого случая.5. The method according to p. 4, characterized in that if, despite the decision made by the installation operator, the pressure in the IHP 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 message to the installation operator about the situation and launches the operation algorithm provided for by the technological regulations of the installation for such a case.
RU2019100287A 2019-01-09 2019-01-09 Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit RU2709045C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019100287A RU2709045C1 (en) 2019-01-09 2019-01-09 Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019100287A RU2709045C1 (en) 2019-01-09 2019-01-09 Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2709045C1 true RU2709045C1 (en) 2019-12-13

Family

ID=69006532

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019100287A RU2709045C1 (en) 2019-01-09 2019-01-09 Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2709045C1 (en)

Cited By (4)

* 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
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
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
US6767388B2 (en) * 2001-03-29 2004-07-27 Institut Francais Du Petrole Process for dehydrating and fractionating a low-pressure natural gas
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
RU2643884C1 (en) * 2017-01-25 2018-02-06 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method of automatic control of technological processes of gas and gas condensate wells

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2725337A (en) * 1955-11-29 Heater
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
US6767388B2 (en) * 2001-03-29 2004-07-27 Institut Francais Du Petrole Process for dehydrating and fractionating a low-pressure natural gas
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
RU2643884C1 (en) * 2017-01-25 2018-02-06 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Method of automatic control of technological processes of gas and gas condensate wells

Cited By (9)

* 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
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
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
RU2782988C1 (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 operating in the conditions of the extreme north of the russian federation
RU2783034C1 (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 air cooling apparatus in the extreme north of the russian federation
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
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

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2709045C1 (en) Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit
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
CN109210380B (en) Automatic natural gas distribution and transmission method and system
RU2643884C1 (en) Method of automatic control of technological processes of gas and gas condensate wells
AU2017286510B2 (en) Flow control system and method
CN103115243B (en) Control equipment and control method of natural gas pipeline dispatching electric control valve
RU2700310C1 (en) Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate, supplied to main condensate line, at installations of low-temperature gas separation in areas of extreme north
RU2607326C1 (en) Method of optimising process mode of operation of gas and gas condensate wells
US8449821B2 (en) Slug mitigation by increasing available surge capacity
RU2545204C1 (en) System of cluster water injection to reservoir
Campos et al. Advanced anti-slug control for offshore production plants
CN105587018A (en) Fuzzy control system of non-negative pressure water supply unit and fuzzy control method thereof
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
CN113566122B (en) Parallel valve bank control method and device, controller and storage medium
DE102015000373A1 (en) Method for reducing the energy consumption of a feed pump, which promotes water from a well into a pipeline network, as well as system for conveying water from at least one well into a pipeline network
Ferreira et al. Anti wind-up techniques applied to real tank level system performed by PI controllers
CN108132596A (en) A kind of advanced broad sense intelligence internal model collection PID controller design method of differential
RU2760834C1 (en) Method for automatic maintenance of gas consumption of integrated gas treatment plants in the arctic regions
RU2634754C1 (en) Method of automatic distribution of total gas flow through pressure wells in water-gas method effect on formation
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
Vogel et al. Industrial experience with state-space model predictive control
RU2743690C1 (en) Method for automatic load distribution between low-temperature gas separation lines with turbo-expander units at gas treatment facilities 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
RU2755099C1 (en) Method for automatic control of low-temperature gas separation at oil and gas condensate fields in the north of the russian federation