RU2709048C1 - Method for automatic control of inhibitor feed to prevent hydrate formation at low-temperature gas separation plants operated in extreme north - Google Patents
Method for automatic control of inhibitor feed to prevent hydrate formation at low-temperature gas separation plants operated in extreme north Download PDFInfo
- Publication number
- RU2709048C1 RU2709048C1 RU2019100277A RU2019100277A RU2709048C1 RU 2709048 C1 RU2709048 C1 RU 2709048C1 RU 2019100277 A RU2019100277 A RU 2019100277A RU 2019100277 A RU2019100277 A RU 2019100277A RU 2709048 C1 RU2709048 C1 RU 2709048C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- inhibitor
- concentration
- gas
- separator
- temperature
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/16—Control means therefor being outside the borehole
-
- 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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing, limiting or eliminating the deposition of paraffins or like substances
Abstract
Description
Изобретение относится к области подготовки природного газа и газоконденсатной смеси к дальнему транспорту, в частности, к предупреждению гидратообразования и разрушению гидратов на установках низкотемпературной сепарации (НТС) газа (далее - установка), которые являются одним из основных компонентов валанжских установок комплексной подготовки газа (УКПГ), расположенных в районах Крайнего Севера.The invention relates to the field of preparation of natural gas and gas condensate mixture for long-distance transport, in particular, to prevent hydrate formation and the destruction of hydrates in low-temperature gas separation (NTS) plants (hereinafter referred to as the unit), which are one of the main components of the Valanga gas treatment complex (UKPG) ) located in the Far North.
Известен способ распределения и дозирования ингибитора гидратообразования с помощью комплексной автоматизированной системы [см. патент на изобретение RU №2376451], которая содержит:A known method for the distribution and dosage of a hydrate inhibitor using an integrated automated system [see Patent for invention RU No. 2376451], which contains:
- насосный агрегат с электроприводом, напорный коллектор, трубопроводы отбора ингибитора из коллектора;- electric driven pumping unit, pressure manifold, inhibitor withdrawal pipelines from the collector;
- независимые контуры стабилизации давления, один из которых образуется датчиком давления в напорном коллекторе, выход которого соединен с автоматическим регулятором частотного преобразователя, а выход последнего соединен с электроприводом насосного агрегата, второй контур стабилизации давления образует блок регуляторов давления прямого действия, включенный в группу отборных устройств между напорным коллектором и исполнительными устройствами;- independent pressure stabilization circuits, one of which is formed by a pressure sensor in the pressure head manifold, the output of which is connected to the automatic controller of the frequency converter, and the output of the latter is connected to the electric drive of the pump unit, the second pressure stabilization circuit forms a direct-acting pressure regulator block included in the group of selective devices between pressure manifold and actuators;
- регулятор давления «после себя», образующий совместно с исполнительными устройствами одну управляемую группу устройств, обеспечивающих подачу ингибитора в защищаемые точки технологического оборудования по заданному алгоритму и программе;- the pressure regulator "after itself", which forms, together with the actuators, one controlled group of devices that supply the inhibitor to the protected points of the technological equipment according to a given algorithm and program;
- группу исполнительных устройств, обеспечивающих прямую управляемую программную подачу ингибитора на кусты скважин от общего коллектора;- a group of actuators providing direct controlled programmatic supply of an inhibitor to well clusters from a common reservoir;
- находящиеся на каждом трубопроводе подачи ингибитора на куст регулируемые устройства, обеспечивающие распределение потока ингибитора между скважинами куста в соответствии с индивидуальной настройкой для каждой скважины и автоматически поддерживающие заданное соотношение перепадов давлений.- adjustable devices located on each inhibitor supply pipe to the bush, which ensure the distribution of the inhibitor flow between the wells in the bush in accordance with the individual settings for each well and automatically maintain the specified ratio of pressure drops.
Недостатком данного способа является отсутствие возможности оперативного определения концентрации ингибитора, подаваемого в защищаемые участки установки и в отработанном растворе ингибитора, который поступает из защищаемых участков, что может привести к существенному перерасходу или недостаточной подаче ингибитора в защищаемые участки установки, а при возникновении залповых выбросов пластовой воды автоматизированная система будет неспособна предотвратить возможное образование гидратов на установке.The disadvantage of this method is the inability to quickly determine the concentration of the inhibitor supplied to the protected areas of the installation and in the spent solution of the inhibitor, which comes from the protected areas, which can lead to a significant overspending or insufficient supply of the inhibitor to the protected areas of the installation, and in the event of volley releases of formation water the automated system will be unable to prevent possible hydrate formation at the installation.
Наиболее близким к заявляемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ автоматического регулирования расхода ингибитора гидратообразования [см. Описание изобретения к авторскому свидетельству SU №724162], включающий контроль расхода ингибитора датчиком, связанным с первым входом регулятора расхода ингибитора, выход которого подключен к исполнительному механизму, установленному на линии подачи ингибитора в поток газа, вычислительный блок, вход которого связан с датчиками давления и температуры газа, установленными на сепараторе, а также с датчиком концентрации ингибитора, а выход - со вторым входом регулятора расхода ингибитора, а так же контроль расхода жидкости в потоке газа датчиком, выход которого соединен с вычислительным блоком.Closest to the claimed invention in technical essence and the achieved result is a method for automatically controlling the flow rate of a hydrate inhibitor [see Description of the invention to the certificate of authorship SU No. 724162], which includes monitoring the flow of the inhibitor with a sensor connected to the first input of the flow control of the inhibitor, the output of which is connected to an actuator installed on the supply line of the inhibitor to the gas stream, a computing unit, the input of which is connected to pressure sensors and the gas temperature installed on the separator, as well as with an inhibitor concentration sensor, and the output - with the second input of the inhibitor flow controller, as well as monitoring the flow of liquid in the gas flow sensor a person whose output is connected to a computing unit.
Существенным недостатком данного способа является то, что расход ингибитора (его подачу в защищаемый участок - в данном случае в скважину, которую он защищает) никак не связан с расходом поступающего газа в систему, т.е. в сепаратор. А в случае возникновения залповых выбросов пластовой воды в скважинах использование данного способа для предупреждения гидратообразования может привести к существенному перерасходу ингибитора. Кроме этого, применение данного способа для предупреждения гидратообразования на установке не позволяет диагностировать ее работу, что исключает оперативное выявление нештатных ситуаций в работе установки, значительно затрудняя принятие эффективных управляющих решений (изменение режимов работ скважин, установки и УКПГ) на технологических объектах, задействованных в цикле добычи, транспортировки и подготовки газа к дальнему транспорту.A significant drawback of this method is that the flow rate of the inhibitor (its supply to the protected area — in this case, to the well that it protects) is not related to the flow rate of the incoming gas to the system, i.e. to the separator. And in the event of the occurrence of volley emissions of produced water in the wells, the use of this method to prevent hydrate formation can lead to a significant overspending of the inhibitor. In addition, the use of this method to prevent hydrate formation at the installation does not allow to diagnose its operation, which excludes the rapid detection of abnormal situations in the operation of the installation, significantly complicating the adoption of effective control decisions (changing the operating modes of the wells, installation and gas treatment plant) at the technological facilities involved in the cycle gas production, transportation and preparation for long-distance transport.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является оптимизация расхода ингибитора для предупреждения гидратообразования на установках.The problem to which the present invention is directed is to optimize the consumption of an inhibitor to prevent hydrate formation in plants.
Техническими результатами, достигаемыми путем реализации изобретения, являются:Technical results achieved by the implementation of the invention are:
- автоматическое определение количества ингибитора в режиме реального времени для предупреждения гидратообразования на защищаемых участках установки с учетом расхода газа и концентрации ингибитора в регенерированном (исходном) и отработанном водном растворе;- automatic determination of the amount of inhibitor in real time to prevent hydrate formation in the protected areas of the installation, taking into account the gas flow rate and the concentration of the inhibitor in the regenerated (initial) and spent aqueous solution;
- автоматическое предупреждение гидратообразования на установках путем поддержания концентрации ингибитора в отработанном водном растворе, обеспечивающей заданное снижение температуры гидратообразования на защищаемых участках установки;- automatic prevention of hydrate formation in plants by maintaining the concentration of inhibitor in the spent aqueous solution, which provides a predetermined decrease in the temperature of hydrate formation in the protected areas of the installation;
- диагностирование работы установки, позволяющее оперативно выявлять нештатные ситуации в ее работе, что значительно упрощает принятие эффективных управляющих решений (изменение режимов работ скважин, установки и УКПГ) на технологических объектах, задействованных в цикле добычи, транспортировки и подготовки газа к дальнему транспорту.- diagnosing the operation of the installation, which allows to quickly identify emergency situations in its operation, which greatly simplifies the adoption of effective control decisions (changing the operating modes of the wells, installation and gas treatment plant) at technological facilities involved in the gas production, transportation and preparation cycle for long-distance transport.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ автоматического управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования на установках низкотемпературной сепарации газа, эксплуатируемых на Крайнем Севере, обеспечивает подачу ингибитора в точки перед защищаемыми участками, комплекс которых представляет собой установку низкотемпературной сепарации газа НТС. Подача ингибитора осуществляется в количестве, достаточном для предупреждения гидратообразования, минимизируя его расход.This problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the method of automatically controlling the flow of the inhibitor to prevent hydrate formation at the low-temperature gas separation units operated in the Far North provides the inhibitor to the points in front of the protected areas, the complex of which is a low-temperature gas separation unit . The inhibitor is supplied in an amount sufficient to prevent hydrate formation, minimizing its consumption.
Для этого АСУ ТП контролирует:For this, the automatic process control system controls:
- расход газожидкостной смеси на входе и выходе сепаратора первой ступени сепарации;- gas-liquid mixture consumption at the inlet and outlet of the separator of the first separation stage;
- температуру и давление газожидкостной смеси на входной линии установки, в сепараторе первой ступени сепарации, промежуточном и низкотемпературном сепараторе;- temperature and pressure of the gas-liquid mixture at the inlet line of the installation, in the separator of the first separation stage, intermediate and low temperature separator;
- концентрацию ингибитора в водном растворе на выходе разделителей жидкости сепаратора первой ступени сепарации, промежуточного и низкотемпературного сепаратора;- the concentration of the inhibitor in the aqueous solution at the outlet of the liquid separators of the separator of the first separation stage, the intermediate and low temperature separator;
- концентрацию и расход регенерированного ингибитора, подаваемого на каждый защищаемый участок установки.- the concentration and consumption of the regenerated inhibitor supplied to each protected area of the installation.
Управление расходом регенерированного ингибитора осуществляет клапан-регулятор управляемый ПИД-регулятором, на вход обратной связи PV которого поступает сигнал с датчика расхода регенерированного ингибитора. На вход задания SP этого же ПИД-регулятора подается сигнал расчетного значения расхода ингибитора, скорректированного поправкой на фактическую концентрацию регенерированного ингибитора. Эту поправку вычисляет блок коррекции, на первый вход которого подают сигнал рассчитанного АСУ ТП значения массового расхода ингибитора для защищаемого участка, достаточный для требуемого снижения температуры гидратообразования. А на второй вход блока коррекции подают сигнал с выхода CV ПИД-регулятора подержания концентрации ингибитора в его водном растворе на выходе с защищаемого участка. На вход обратной связи PV ПИД-регулятора подержания концентрации ингибитора поступает сигнал с датчика концентрации фактического водного раствора ингибитора. Этот датчик установлен на выходе водного раствора ингибитора с защищаемого участка для подачи его в цех регенерации. А на вход задания SP ПИД-регулятора подержания концентрации ингибитора подается сигнал рассчитанного АСУ ТП значения концентрации водного раствора ингибитора, которая исключает гидратообразование в защищаемом участке.The flow rate of the regenerated inhibitor is controlled by a regulator valve controlled by the PID controller, the feedback signal PV of which receives the signal from the flow sensor of the regenerated inhibitor. At the input of the SP job of the same PID controller, a signal of the calculated value of the inhibitor flow rate is corrected, adjusted for the actual concentration of the regenerated inhibitor. This correction is calculated by the correction unit, at the first input of which a signal of the calculated ACS TP value of the mass flow rate of the inhibitor for the protected area is sufficient for the required decrease in the hydrate formation temperature. And to the second input of the correction unit, a signal is output from the CV output of the PID controller to maintain the concentration of the inhibitor in its aqueous solution at the output from the protected area. The feedback from the PV PID controller for maintaining the concentration of the inhibitor receives a signal from the concentration sensor of the actual aqueous solution of the inhibitor. This sensor is installed at the outlet of the aqueous solution of the inhibitor from the protected area for supplying it to the regeneration workshop. And at the input of the SP task of the PID controller for maintaining the concentration of the inhibitor, a signal is calculated by the automated process control system of the value of the concentration of the aqueous solution of the inhibitor, which eliminates hydrate formation in the protected area.
ПИД-регулятор подержания концентрации ингибитора, ПИД-регулятор расхода ингибитора и блок коррекции массового расхода ингибитора на каждом защищаемом участке реализованы на базе АСУ ТП установки.The PID controller for maintaining the concentration of the inhibitor, the PID controller for the consumption of the inhibitor and the block for the correction of the mass flow of the inhibitor in each protected area are implemented on the basis of the process control system.
С целью обнаружения залповых выбросов пластовой воды на установке расчетное значение концентрации ингибитора в водном растворе - C2i, обеспечивающей заданное снижение температуры гидратообразования на защищаемом участке, АСУ ТП строит в виде графика временной функции. На этот же график она наносит синхронизированную временную функцию фактически измеренного значения концентрации Сфакт_i ингибитора в водном растворе на этом же участке.In order to detect volley emissions of formation water at the installation, the calculated value of the inhibitor concentration in an aqueous solution - C 2i , which provides a predetermined decrease in the hydrate formation temperature in the protected area, builds an automatic process control system in the form of a time function graph. On the same graph, she applies a synchronized time function of the actually measured value of the concentration C fact_i of the inhibitor in an aqueous solution in the same area.
Если оба графика идут параллельно, то есть их динамика одинакова и их разность C2i-Cфакт_i примерно постоянна, то залповых выбросов пластовой воды на установке не происходит.If both graphs go parallel, that is, their dynamics are the same and their difference C 2i -C fact_i is approximately constant, then volley releases of produced water at the installation do not occur.
Но как только динамика изменения C2i и Сфакт_i начинает изменяться во времени, АСУ ТП об этом сразу формирует сообщение обслуживающему персоналу для принятия решения либо по изменению режима работы установки для снижения водопроявления, либо по остановке скважины, из которой вода поступает на установку, для вывода ее в ремонт.But as soon as the dynamics of changes in C 2i and C fact_i begins to change in time, the industrial control system immediately generates a message to the maintenance personnel to make a decision either to change the operating mode of the installation to reduce water occurrence, or to stop the well from which water enters the installation, for bringing it out for repair.
С целью контроля соответствия удельного расхода ингибитора нормативам предупреждения гидратообразования на установке, получаемые расчетные значения удельного расхода ингибитора АСУ ТП строит в виде графика временной функции и сравнивает его с допустимым. И если АСУ ТП выявит, что значение удельного расхода ингибитора вышло за пределы допуска, она формирует сообщение обслуживающему персоналу для принятия решения - либо по изменению режима работы установки для снижения водопроявления, либо по остановке скважины, из которой вода поступает на установку, для проведения ремонта.In order to control the compliance of the specific consumption of the inhibitor with the standards for preventing hydrate formation in the installation, the calculated values of the specific consumption of the inhibitor of the ACS TP are constructed in the form of a graph of the time function and compares it with the acceptable one. And if the automatic process control system detects that the specific consumption rate of the inhibitor is outside the tolerance, it generates a message to the maintenance personnel to make a decision - either to change the operating mode of the installation to reduce water occurrence, or to stop the well from which water enters the installation for repair .
На фиг. 1 приведена принципиальная технологическая схема установки.In FIG. 1 shows a schematic flow diagram of the installation.
На фиг. 2 представлена структурная схема автоматического управления подачей ингибитора в i-ый защищаемый участок установки.In FIG. 2 is a block diagram of the automatic control of the supply of an inhibitor to the i-th protected area of the installation.
На фиг. 3 показана динамика изменения расчетной и фактической концентрации ингибитора, обеспечивающая заданное снижение температуры гидратообразования на защищаемом участке установки.In FIG. Figure 3 shows the dynamics of changes in the calculated and actual concentration of the inhibitor, providing a specified decrease in the temperature of hydrate formation in the protected area of the installation.
На фиг. 4 продемонстрирована динамика изменения удельного расхода ингибитора при предупреждении гидратообразования на установке.In FIG. 4 shows the dynamics of changes in the specific consumption of the inhibitor in the prevention of hydrate formation at the facility.
На фиг. 1 использованы следующие обозначения:In FIG. 1 the following notation is used:
1 - входная линия установки;1 - input line installation;
2 - датчик давления, установленный в начале входной линии установки;2 - pressure sensor installed at the beginning of the installation input line;
3 - датчик температуры, установленный в начале входной линии установки;3 - temperature sensor installed at the beginning of the installation input line;
4 - входной клапан-регулятор расхода газа;4 - inlet valve-regulator of gas flow;
5 - датчик расхода газа, установленный на входной линии установки;5 - gas flow sensor installed on the input line of the installation;
6 - датчик давления сепаратора первой ступени редуцирования;6 - pressure sensor of the separator of the first reduction stage;
7 - датчик температуры сепаратора первой ступени редуцирования;7 - temperature sensor of the separator of the first stage of reduction;
8 - сепаратор первой ступени редуцирования;8 - separator of the first stage of reduction;
9 - клапан-регулятор расхода ингибитора первого защищаемого участка;9 - valve-regulator of the flow rate of the inhibitor of the first protected area;
10 - датчик расхода ингибитора первого защищаемого участка;10 - flow sensor of the inhibitor of the first protected area;
11 - клапан-регулятор расхода ингибитора второго защищаемого участка;11 - valve-regulator of the flow rate of the inhibitor of the second protected area;
12 - датчик расхода ингибитора второго защищаемого участка;12 - flow sensor of the inhibitor of the second protected area;
13 - напорный коллектор регенерированного (исходного) ингибитора;13 - pressure collector of the regenerated (initial) inhibitor;
14 - разделитель жидкостей сепаратора первой ступени редуцирования;14 - liquid separator separator of the first stage of reduction;
15 - датчик концентрации водного раствора ингибитора в разделителе жидкостей сепаратора первой ступени редуцирования;15 - sensor concentration of an aqueous solution of the inhibitor in the liquid separator of the separator of the first stage of reduction;
16 - датчик расхода газа второго защищаемого участка;16 - gas flow sensor of the second protected area;
17 - рекуперативный теплообменник «газ-газ»;17 - recuperative heat exchanger "gas-gas";
18 - рекуперативный теплообменник «газ-конденсат»;18 - recuperative gas-condensate heat exchanger;
19 - разделитель жидкостей низкотемпературного сепаратора;19 is a liquid separator low temperature separator;
20 - датчик концентрации водного раствора ингибитора в разделителе низкотемпературного сепаратора;20 - sensor concentration of an aqueous solution of the inhibitor in the separator low-temperature separator;
21 - трубопровод подачи ингибитора в каждый защищаемый участок;21 - pipeline supply of the inhibitor in each protected area;
22 - датчик расхода ингибитора третьего защищаемого участка;22 - flow sensor of the inhibitor of the third protected area;
23 - клапан-регулятор расхода ингибитора третьего защищаемого участка;23 - flow control valve of the inhibitor of the third protected area;
24 - насосный агрегат подачи ингибитора;24 - pumping unit for supplying an inhibitor;
25 - датчик концентрации регенерированного (исходного) ингибитора;25 - concentration sensor of the regenerated (initial) inhibitor;
26 - буферная емкость ингибитора;26 - buffer capacity of the inhibitor;
27 - датчик давления промежуточного сепаратора;27 - pressure sensor of the intermediate separator;
28 - промежуточный сепаратор;28 - an intermediate separator;
29 - датчик температуры промежуточного сепаратора;29 - temperature sensor of the intermediate separator;
30 - датчик давления низкотемпературного сепаратора;30 - pressure sensor low temperature separator;
31 - низкотемпературный сепаратор;31 - low temperature separator;
32 - датчик температуры низкотемпературного сепаратора;32 - temperature sensor low-temperature separator;
33 - разделитель жидкостей промежуточного сепаратора;33 - liquid separator intermediate separator;
34 - датчик концентрации водного раствора ингибитора в разделителе промежуточного сепаратора;34 - sensor concentration of an aqueous solution of the inhibitor in the separator of the intermediate separator;
35 - датчик расхода газа третьего защищаемого участка;35 - gas flow sensor of the third protected area;
36 - редуцирующий клапан-регулятор расхода газа;36 - reducing valve-regulator of gas flow;
37 - автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки.37 - automated process control system (ACS TP) installation.
На фиг. 2 использованы следующие обозначения:In FIG. 2 the following notation is used:
38i - сигнал поступающий с датчика расхода регенерированного ингибитора на вход PV i-го ПИД-регулятора 44i (где i=1, 2, 3);38 i is the signal from the flow sensor of the regenerated inhibitor to the input PV of the i-th PID controller 44 i (where i = 1, 2, 3);
39i - сигнал рассчитанного значения массового расхода ингибитора для i-го защищаемого участка, подаваемый АСУ ТП на первый вход блока коррекции 43i расхода ингибитора;39 i - signal of the calculated value of the mass flow rate of the inhibitor for the i-th protected area, supplied by the industrial control system to the first input of the
40i - сигнал рассчитанного значения концентрации водного раствора ингибитора C2i, подаваемый на вход SP ПИД-регулятора 42i;40 i - signal of the calculated value of the concentration of an aqueous solution of a C 2i inhibitor supplied to the input SP of the
41i - сигнал, поступающий с i-го датчика концентрации водного раствора ингибитора С2_факт_i на вход PV ПИД-регулятора 42i;41 i - signal from the i-th concentration sensor of the aqueous solution of the inhibitor C 2_fact_i to the input of the
42i - ПИД-регулятор подержания концентрации ингибитора в i-ом защищаемом участке;42 i - PID-regulator of maintaining the concentration of inhibitor in the i-th protected area;
43i - блок коррекции массового расхода ингибитора i-го защищаемого участка;43 i - block correction of the mass flow of the inhibitor of the i-th protected area;
44i - ПИД-регулятор расхода ингибитора на i-ый защищаемый участок;44 i - PID-regulator of the flow of inhibitor to the i-th protected area;
45i - управляющий сигнал, подаваемый с выхода CV ПИД-регулятора 44i на соответствующий клапан-регулятор расхода ингибитора i-го защищаемого участка.45 i - control signal supplied from the CV output of the PID controller 44 i to the corresponding valve-regulator of the flow rate of the inhibitor of the i-th protected area.
На фиг. 3 использованы следующие обозначения:In FIG. 3 the following notation is used:
46i - расчетная концентрация ингибитора - C2i в водном растворе, обеспечивающая заданное снижение температуры гидратообразования в i-ом защищаемом участке;46 i — calculated concentration of the inhibitor —C 2i in an aqueous solution, which provides a predetermined decrease in the temperature of hydrate formation in the i-th protected area;
47i - фактическая (контролируемая в реальном масштабе времени) концентрация - С2_факт_i ингибитора в водном растворе i-ого защищаемого участка;47 i - actual (real-time controlled) concentration - C 2_fact_i of the inhibitor in the aqueous solution of the i-th protected area;
48i - момент обнаружения и продолжительность залпового выброса пластовой воды на i-ом защищаемом участке установки.48 i - the moment of detection and the duration of the salvo discharge of formation water at the i-th protected area of the installation.
На фиг. 4 использованы следующие обозначения:In FIG. 4, the following notation is used:
49 - норма удельного расхода ингибитора для установки;49 - the rate of specific consumption of the inhibitor for installation;
50 - суммарный (контролируемый) удельный расход ингибитора по установке.50 - total (controlled) specific consumption of the inhibitor for the installation.
Способ автоматического управления подачи ингибитора для предупреждения гидратообразования на установках низкотемпературной сепарации газа, эксплуатируемых на Крайнем Севера, реализуют следующим образом.A method for automatically controlling the supply of an inhibitor to prevent hydrate formation in low-temperature gas separation units operated in the Far North is implemented as follows.
Принципиальная технологическая схема установки представлена на фиг. 1 и состоит из трех последовательно соединенных защищаемых участков. Добытая газожидкостная смесь из коллектора сырого газа УКПГ поступает на первый защищаемый участок установки через входную линию установки 1 и клапан-регулятор 4, использующийся для регулирования расхода газа, подаваемого на установку, и далее на вход сепаратора газа 8 первой ступени редуцирования. Входная линия 1 установки оснащена датчиками давления 2, температуры 3, расхода газа 5, а сепаратор 8 -датчиками давления 6 и температуры 7.The basic technological scheme of the installation is shown in FIG. 1 and consists of three series-connected protected areas. The extracted gas-liquid mixture from the UKPG crude gas collector is supplied to the first protected section of the installation through the inlet line of the installation 1 and the control valve 4, which is used to control the gas flow supplied to the installation and then to the inlet of the gas separator 8 of the first reduction stage. The input line 1 of the installation is equipped with pressure sensors 2,
В сепараторе 8 происходит первичное очищение газожидкостной смеси от механических примесей, отделение нестабильного газового конденсата (НГК) и водного раствора ингибитора (ВРИ), которые по мере накопления в его нижней части отводятся в разделитель жидкостей 14 первой ступени редуцирования. Частично очищенная от капельной влаги и пластовой жидкости газожидкостная смесь с выхода сепаратора 8 первой ступени по трубопроводу, оснащенному датчиком расхода 16, подается на второй защищаемый участок установки, разделяясь на два потока. Первый поток направляется в трубное пространство рекуперативного теплообменника 17 «газ-газ», где происходит его охлаждение встречным потоком газа, поступающим из низкотемпературного сепаратора 31. Второй поток поступает в трубное пространство рекуперативного теплообменника 18 «газ-конденсат», где он так же охлаждается встречным потоком газожидкостной смеси, отводимой из низкотемпературного сепаратора 31 в разделитель жидкостей низкотемпературного сепаратора 19. Далее потоки газожидкостной смеси с выходов теплообменников 17 «газ-газ» и 18 «газ-конденсат» объединяются и подаются на вход промежуточного сепаратора газа 28, который оснащен датчиками давления 27 и температуры 29. В сепараторе 28 происходит дальнейшее очищение газожидкостной смеси от механических примесей и отделение НГК и ВРИ, которые по мере накопления в нижней части сепаратора отводятся в разделитель жидкостей 33 промежуточного сепаратора. Пройдя дальнейшую очистку от капельной влаги и пластовой жидкости, газожидкостная смесь с выхода промежуточного сепаратора 28, по трубопроводу, оснащенному датчиком расхода 35, подается на третий защищаемый участок установки через дроссельный клапан-регулятор 36 на вход низкотемпературного сепаратора 31, который оснащен датчиками давления 30 и температуры 32. В сепараторе 31 происходит финальное отделение газа от НГК и ВРИ, которые по мере накопления в нижней части сепаратора отводятся через рекуперативный теплообменник 18 «газ-конденсат» в разделитель жидкостей 19 низкотемпературного сепаратора. Газ с выхода низкотемпературного сепаратора 31 через рекуперативный теплообменник 17 «газ-газ» подается в магистральный газопровод (МГП) и далее потребителю. Отведенная в разделители жидкости 14, 19, 33 из сепараторов 8, 28, 31 газожидкостная смесь подвергается разделению и дегазации. Потоки выделенного газа (выветренный газ) в разделителях жидкости 14, 19 и 33 из НГК объединяются и транспортируются для утилизации или компримирования и подачи в МГП. Потоки НГК также объединяются и транспортируются для дальнейшего складирования либо транспортировки в магистральный конденсатопровод. Концентрация ВРИ, получаемого на выходе разделителей жидкости 14, 19 и 33, контролируется датчиками концентрации 15, 20 и 34, установленными на соответствующих трубопроводах, отводящих ВРИ на регенерацию из разделителей жидкостей в цех регенерации ингибитора УКПГ.In the separator 8, the gas-liquid mixture is initially cleaned of mechanical impurities, the unstable gas condensate (NGC) and the aqueous solution of the inhibitor (ARI) are separated, which, as they accumulate in its lower part, are discharged to the
Для подачи ингибитора в защищаемые участки установки проложены отдельные трубопроводы 21, которые оснащены датчиками расхода ингибитора 10, 12, 22 и клапанами-регуляторами 9, 11, 23 для первого, второго и третьего участка соответственно. Необходимое давление в напорном коллекторе 13 регенерированного ингибитора создается насосным агрегатом 24 подачи ингибитора, соединенным с буферной емкостью 26 регенерированного ингибитора входным патрубком, оснащенным датчиком концентрации 25 регенерированного ингибитора.To supply the inhibitor to the protected areas of the installation,
Процесс предупреждения гидратообразования на установке реализуют путем непрерывного контроля основных параметров технологического процесса с автоматическим вычислением и поддержанием в реальном масштабе времени подачи необходимого количества ингибитора в защищаемые участки. При этом производится учет концентрации ингибитора в регенерированном и отработанном ВРИ.The process of preventing hydrate formation at the installation is implemented by continuously monitoring the main parameters of the technological process with automatic calculation and maintaining in real time the supply of the required amount of inhibitor to the protected areas. In this case, the concentration of the inhibitor in the regenerated and spent ARI is taken into account.
В качестве ингибитора для предупреждения гидратообразования в установках на Крайнем Севере, как правило, используют метанол. Поэтому определение количества ингибитора для предупреждения гидратообразования на установках рассматривается на примере метанола.Methanol is usually used as an inhibitor to prevent hydrate formation in installations in the Far North. Therefore, the determination of the amount of inhibitor to prevent hydrate formation in plants is considered using methanol as an example.
Для определения количества метанола, которое необходимо подавать в защищаемые участки установки, АСУ ТП 37 производит измерение базовых параметров технологических процессов установки. Используя получаемые данные измерений, АСУ ТП 37 осуществляет расчеты следующих величин для i-го защищаемого участка:To determine the amount of methanol, which must be supplied to the protected areas of the plant, the
а) Температуру начала гидратообразования - tгидр. валанжинского газа определяет по формуле [см., стр.14, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:a) The temperature of hydrate formation onset is t hydr. Valanginian gas is determined by the formula [see p. 14, Instructions for the calculation of methanol consumption standards for use in calculating the maximum allowable or temporarily agreed methanol discharges for Gazprom facilities, WFD 39-1.13-010-2000]:
где Pi - значение давления газа в i-ом защищаемом участке (i=1, 2, 3). Величину давления в первом защищаемом участке измеряет датчик 6, во втором защищаемом участке - датчик 27, а в третьем защищаемом участке - датчик 30, после чего их значения поступают в АСУ ТП.where P i is the gas pressure value in the i-th protected area (i = 1, 2, 3). The pressure value in the first protected area is measured by
б) Требуемое значение снижения температуры гидратообразования в i-ом защищаемом участке определяется из выражения [см. стр.14, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:b) The required value of reducing the temperature of hydrate formation in the i-th protected area is determined from the expression [see p.14, Instructions for the calculation of methanol consumption standards for use in the calculation of maximum permissible or temporarily agreed methanol discharges for OAO Gazprom facilities, WFD 39-1.13-010-2000]:
где tгаз.i _ температура газа в i-ом защищаемом участке.where t gas.i _ gas temperature in the i-th protected area.
Фактическое значение температуры в первом защищаемом участке в АСУ ТП поступает с датчика 7, для второго защищаемого участка - с датчика 29, для третьего защищаемого участка - с датчика 32.The actual temperature value in the first protected area in the automatic process control system comes from the sensor 7, for the second protected area - from the sensor 29, for the third protected area - from the sensor 32.
в) Удельный расход ингибитора, который необходимо подавать в поток валанжинского газа для предупреждения гидратообразования, определяется по формуле [см. стр. 3, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:c) The specific consumption of the inhibitor, which must be supplied to the Valanginian gas flow to prevent hydrate formation, is determined by the formula [see p. 3, Instructions for the calculation of methanol consumption standards for use in the calculation of maximum permissible or temporarily agreed methanol discharges for OAO Gazprom facilities, WFD 39-1.13-010-2000]:
где ΔWi - количество содержащейся в газе жидкой воды в i-ом защищаемом участке;where ΔW i is the amount of liquid water contained in the gas in the i-th protected area;
C2i - концентрация ингибитора в водном растворе i-ого защищаемого участка, значение которой измеряют датчики 15, 20 и 34 для первого, второго и третьего участка соответственно;C 2i is the concentration of the inhibitor in the aqueous solution of the i-th protected area, the value of which is measured by
C1i - концентрация регенерированного ингибитора, закачиваемого в i-ый защищаемый участок (обычно 90…95% мас.). Текущее значение концентрации C1i контролирует датчик 25;C 1i is the concentration of the regenerated inhibitor injected into the i-th protected area (usually 90 ... 95% wt.). The current concentration value C 1i is monitored by
qгi - равновесное содержание метанола в газовой фазе, контактирующей с водным раствором ингибитора в i-ом защищаемом участке;q gi is the equilibrium methanol content in the gas phase in contact with the aqueous solution of the inhibitor in the i-th protected area;
qкi - количество растворенного в конденсате ингибитора в i-ом защищаемом участке.q ki is the amount of inhibitor dissolved in the condensate in the i-th protected area.
ΔWi определяется из выражения [см. стр.6, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:ΔW i is determined from the expression [see p.6, Instructions for the calculation of methanol consumption standards for use in the calculation of maximum permissible or temporarily agreed methanol discharges for OAO Gazprom facilities, WFD 39-1.13-010-2000]:
где Wi, Wi-1 - влагосодержание газа в защищаемой и предыдущей части установки соответственно, которое определяется из уравнения Р. Бюкачека [см. стр. 88, (2.31) Э.Б. Бухгалтер Метанол и его использование в газовой промышленности Москва «Недра» 1986]:where W i , W i-1 is the moisture content of the gas in the protected and previous parts of the installation, respectively, which is determined from the equation of R. Bukachek [see p. 88, (2.31) E.B. Accountant Methanol and its use in the gas industry Moscow "Nedra" 1986]:
где р0, pi - давление газа в начале входной линии 1 и в i-ом защищаемом участке, соответственно.where p 0 , p i is the gas pressure at the beginning of the input line 1 and in the i-th protected area, respectively.
Значение р0 поступает с датчика давления 2, а pi для первого, второго и третьего защищаемого участка поступает с датчиков давления 6, 27 и 30 соответственно.The value of p 0 comes from the pressure sensor 2, and p i for the first, second and third protected section comes from
A0, B0, Ai, Bi - эмпирические коэффициенты для начала входной линии 1 и i-го защищаемого участка соответственно, значения которых для валанжинского газа определяются из выражений [см. стр. 15, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:A 0 , B 0 , A i , B i are the empirical coefficients for the beginning of the input line 1 and the i-th protected area, respectively, whose values for Valanginian gas are determined from the expressions [see p. 15, Instructions for the calculation of methanol consumption standards for use in the calculation of maximum permissible or temporarily agreed methanol discharges for OAO Gazprom facilities, WFD 39-1.13-010-2000]:
где t0, ti - температура газа в начале входной линии 1 и i-ом защищаемом участке, соответственно.where t 0 , t i is the gas temperature at the beginning of the input line 1 and the i-th protected area, respectively.
C2i - концентрация метанола, которая обеспечивающей заданное снижение температуры гидратообразования в i-ом защищаемом участке, определяется из выражения [см. стр.6, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:C 2i is the concentration of methanol, which provides a given decrease in the temperature of hydrate formation in the i-th protected area, is determined from the expression [see p.6, Instructions for the calculation of methanol consumption standards for use in the calculation of maximum permissible or temporarily agreed methanol discharges for OAO Gazprom facilities, WFD 39-1.13-010-2000]:
где 32 - молекулярная масса метанола;where 32 is the molecular weight of methanol;
1295 - константа Гаммершмидта;1295 - Hammerschmidt constant;
i - номер защищаемого участка (i=1, 2, 3).i is the number of the protected area (i = 1, 2, 3).
qгi - равновесное содержание ингибитора в газовой фазе, контактирующей с водным раствором ингибитора в i-ом защищаемом участке, определяется из выражения [см. стр. 6, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:q gi - the equilibrium content of the inhibitor in the gas phase in contact with the aqueous solution of the inhibitor in the i-th protected area is determined from the expression [see p. 6, Instructions for the calculation of methanol consumption standards for use in the calculation of maximum permissible or temporarily agreed methanol discharges for Gazprom facilities, WFD 39-1.13-010-2000]:
где М0 - растворимость ингибитора в газе в системе «метанол-природный газ», значение которой определяется путем обработки графика, приведенного на рис. 2 на стр. 8, Инструкции по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000.where M 0 is the solubility of the inhibitor in the gas in the methanol-natural gas system, the value of which is determined by processing the graph shown in Fig. 2 on page 8, Instructions for the calculation of methanol consumption standards for use in the calculation of maximum permissible or temporarily agreed methanol discharges for OAO Gazprom facilities, WFD 39-1.13-010-2000.
qкi - количество растворенного в конденсате ингибитора рассчитывается по формуле [см. стр. 7, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:q ki - the amount of inhibitor dissolved in the condensate is calculated by the formula [see p. 7, Instruction for the calculation of methanol consumption standards for use in the calculation of maximum permissible or temporarily agreed methanol discharges for OAO Gazprom facilities, WFD 39-1.13-010-2000]:
Ki - коэффициент, зависящий от молекулярной массы конденсата в защищаемом участке и вычисляемый из выражения:K i - coefficient depending on the molecular mass of the condensate in the protected area and calculated from the expression:
где Mкi - молекулярная масса конденсата на i-ом участке, которая определяется в результате проведения лабораторных анализов (вводится в базу данных АСУ ТП обслуживающим персоналом при запуске системы).where M ki is the molecular mass of the condensate in the i-th section, which is determined as a result of laboratory analyzes (it is entered into the ACS TP database by maintenance personnel at system startup).
г) Массовый расход метанола – Fингиб_расч_i для каждого защищаемого участка определяется из следующего выражения:d) Mass consumption of methanol - F inhib_calc_i for each protected area is determined from the following expression:
Fингиб_расч_i=Gi * Fгаз.i F inhibition_calc_i = G i * F gas.i
где Fгаз.i - значение расхода газа для i-ого защищаемого участка, которое поступает с датчиков 5, 16 и 35 соответственно.where F gas.i is the gas flow rate for the i-th protected area, which comes from
Для предупреждения гидратообразования на установке необходимо учитывать и водный фактор, который может сильно влиять на концентрацию водного раствора ингибитора, тем самым увеличивая риск образования гидратов. Для этого значения C2i, обеспечивающие заданное снижение температуры гидратообразования, которые определяют по формуле (4) для каждого защищаемого участка, строят в виде графика временной функции (см. фиг. 3, линия 46i). На этот же график наносят синхронизированную временную функцию фактически измеренного с помощью датчиков 15, 20, 34 значения концентрации ингибитора в водном растворе С2_факт_i: (см. фиг. 3, линия 47i). Если оба графика защищаемого участка идут параллельно, т.е. их динамика одинакова и разность C2i-С2i_факт_i постоянна, то это означает, что залповых выбросов пластовой воды в скважинах либо нарушений в работе сепараторов 8, 28 и 31 не происходит. Как только динамики изменения C2i и С2_факт_i начинают различаться, т.е. разность C2i-C2_факт_i начинает меняться во времени (на фиг. 3 эта область обозначена как «момент обнаружения и продолжительность залпового выброса пластовой воды», отрезок 48i). Об этом АСУ ТП сразу формирует сообщение оператору для принятия решения.To prevent hydrate formation at the installation, it is necessary to take into account the water factor, which can strongly affect the concentration of an aqueous solution of the inhibitor, thereby increasing the risk of hydrate formation. For this, the values of C 2i , providing a given decrease in the temperature of hydrate formation, which are determined by the formula (4) for each protected area, are plotted as a graph of the time function (see Fig. 3, line 46 i ). The synchronized time function of the value of the inhibitor concentration in the aqueous solution C 2_fact_i : actually measured using
Для поддержания необходимой концентрации водного раствора ингибитора C2i, обеспечивающей заданное снижение температуры гидратообразования, используют каскадную схему подключения ПИД-регуляторов, реализованных на базе АСУ ТП 37 установки. ПИД-регулятор 42i отслеживает в реальном режиме времени отклонение фактической концентрации С2_факт_i ингибитора от расчетного значения C2i на своем защищаемом участке. Для этого на вход задания SP ПИД-регулятора 42i подается сигнал 40i - рассчитанного значения концентрации водного раствора ингибитора. А на вход обратной связи PV этого ПИД регулятора подается сигнал 41i - фактического значения концентрации ингибитора С2_факт_i, регистрируемого соответствующим датчиком (15, 20 или 34).To maintain the required concentration of an aqueous solution of a C 2i inhibitor, which provides a predetermined decrease in the temperature of hydrate formation, a cascade connection scheme for PID controllers implemented on the basis of
В результате на выходе CV ПИД-регулятора 42i формируется значение поправки Δi, необходимой для корректировки рассчитанного АСУ ТП значения массового расхода ингибитора Fингиб_расч_i для i-ого защищаемого участка. Эта поправка подается на второй вход блока коррекции 43i массового расхода ингибитора (блок коррекции также реализованных на базе АСУ ТП УКПГ). На первый вход блока коррекции 43i подается сигнал 39i рассчитанного АСУ ТП значения массового расхода ингибитора для i-го защищаемого участка.As a result, at the output of the CV of the
Далее блок 43i производит коррекцию рассчитанного АСУ ТП значения массового расхода ингибитора, используя следующий алгоритм:Next, block 43 i corrects the calculated ACS TP of the mass flow rate of the inhibitor using the following algorithm:
если C2_факт_i>C2i, то Fкоррект_расч_i=Fингиб_расч_i-Δi,if C 2_fact_i > C 2i , then F is correct_calc_i = F inhibit_calc_i -Δ i ,
если C2_факт_i<C2i, то Fкоррект_расч_i=Fингиб_расч_i+Δi.if C 2_fact_i <C 2i , then F is correct_calc_i = F inhibit_calc_i + Δ i .
Для подачи в защищаемый участок необходимого количества ингибитора используется ПИД-регулятор 44i поддержания расхода ингибитора, который также реализован на базе АСУ ТП 37 установки. На вход задания SP ПИД-регулятора 44i подается скорректированное вычисленное значение расхода ингибитора Fингиб_расч_i с выхода i-го блока коррекции 43i, а на вход PV обратной связи данного ПИД-регулятора 38i подают значения фактического расхода ингибитора с соответствующего датчика расхода ингибитора (10, 12, 22). В итоге на выходе CV ПИД-регулятора 44i формируется соответствующий i-му защищаемому участку управляющий сигнал 45i, который подаются на соответствующий клапан-регулятор расхода ингибитора (9, 12, 23). В результате на защищаемые участки 1, 2 и 3 будет автоматически подаваться необходимое количество ингибитора, достаточное для предотвращения образования гидратов.To supply the required amount of inhibitor to the protected area, the PID controller 44 i is used to maintain the consumption of the inhibitor, which is also implemented on the basis of
Настройку ПИД-регуляторов производят согласно общеизвестным методам, изложенным, например, в «Энциклопедии АСУ ТП», п. 5.5, ПИД-регулятор, ресурс http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.PID controllers are tuned according to well-known methods set forth, for example, in the Encyclopedia of ACS TP, clause 5.5, PID controller, resource http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.
Для контроля общего расхода ингибитора, потребляемого установкой, суммарное значение всех удельных расходов ингибитора по отдельным участкам строят в виде графика временной функции (см. фиг. 4 линия 50). Если удельный расход ингибитора (линия 50 на фиг. 4) ниже допустимой границы (линия 49 на фиг. 4), то установка эксплуатируется согласно нормативному плану предприятия. Но если выяснится, что значение удельного расхода ингибитора вышло за допустимый предел (выше линии 49 на фиг. 4), АСУ ТП об этом сразу формирует сообщение обслуживающему персоналу для принятия управляющего решения и устранения причины вызывающей перерасход ингибитора.To control the total consumption of the inhibitor consumed by the installation, the total value of all the specific consumption of the inhibitor in individual areas is plotted as a graph of the time function (see Fig. 4 line 50). If the specific consumption of the inhibitor (
Как при обнаружении залповых выбросов пластовой воды, так и при повышенном удельном расходе ингибитора обслуживающий персонал может принять одно из следующих решений:As with the detection of volley emissions of produced water, and with an increased specific consumption of the inhibitor, maintenance personnel can make one of the following decisions:
- изменить режим работы соответствующей скважины (скважин) для снижения водопроявления на входе установки;- change the operating mode of the corresponding well (s) to reduce the water manifestation at the inlet of the installation;
- изменить режимы работы УКПГ для улучшения работы сепараторов, входящих в ее состав.- change the operating modes of the gas treatment plant to improve the operation of the separators included in its composition.
Если эти меры не приведут к положительному результату, то обслуживающий персонал, в зависимости от ситуации, может принять решение либо по:If these measures do not lead to a positive result, then the maintenance personnel, depending on the situation, can decide either:
- остановке работы соответствующей скважины (соответствующих скважин), на которых произошел выброс пластовой воды, для проведения аварийно-восстановительных работ;- stopping the operation of the corresponding well (corresponding wells) where the formation water was released for emergency recovery work;
- изменению режима работы УКПГ для улучшения работы установки;- changing the operating mode of the gas treatment plant to improve the operation of the installation;
- переходу на резервную установку, если таковая имеется в наличии.- the transition to a backup installation, if one is available.
Способ автоматического управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования на установках низкотемпературной сепарации газа, эксплуатируемых на Крайнем Севере реализован ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном газоконденсатном месторождении - УКПГ 1В и УКПГ 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 supply of an inhibitor to prevent hydrate formation in low-temperature gas separation units operated in the Far North was implemented by Gazprom dobycha Yamburg LLC at the Zapolyarnoye gas condensate field - UKPG 1V and UKPG 2V. 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:The application of this method allows you to:
- в автоматическом режиме распределять в необходимых на текущий момент объемах ингибитор между защищаемыми участками и предупреждать процессы гидратообразования в установках;- automatically distribute the inhibitor between the protected areas in the volumes currently needed and prevent hydrate formation in the plants;
- существенно повысить оперативность получения информации о состоянии технологического процесса на установке, так как нарушения в работе установки выявляются в реальном масштабе времени, что позволяет быстро реагировать на возникающие ситуации;- significantly increase the efficiency of obtaining information about the state of the technological process at the installation, since violations in the operation of the installation are detected in real time, which allows you to quickly respond to emerging situations;
- оперативно корректировать технологический режим работы отдельных компонентов, задействованных в цепочке добычи и подготовки газа (скважин, газосборные шлейфы, установки и УКПГ) с учетом выявленных нарушений;- promptly adjust the technological mode of operation of individual components involved in the gas production and preparation chain (wells, gas collection plumes, installations and gas treatment plants) taking into account the identified violations;
- эффективно организовать режим работы установки, что сказывается на конечной производительности нефтегазоконденсатного месторождения;- effectively organize the operating mode of the installation, which affects the final productivity of the oil and gas condensate field;
- оптимизировать подачу ингибитора для предупреждения гидратообразования в установке, что в конечном итоге приведет к повышению эффективности производства и минимизации расхода ингибитора.- optimize the flow of the inhibitor to prevent hydrate formation in the installation, which ultimately will lead to increased production efficiency and minimize consumption of the inhibitor.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019100277A RU2709048C1 (en) | 2019-01-09 | 2019-01-09 | Method for automatic control of inhibitor feed to prevent hydrate formation at low-temperature gas separation plants operated in extreme north |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019100277A RU2709048C1 (en) | 2019-01-09 | 2019-01-09 | Method for automatic control of inhibitor feed to prevent hydrate formation at low-temperature gas separation plants operated in extreme north |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2709048C1 true RU2709048C1 (en) | 2019-12-13 |
Family
ID=69006707
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019100277A RU2709048C1 (en) | 2019-01-09 | 2019-01-09 | Method for automatic control of inhibitor feed to prevent hydrate formation at low-temperature gas separation plants operated in extreme north |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2709048C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2768863C1 (en) * | 2021-06-02 | 2022-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic control of inhibitor supply to prevent hydrate formation in low-temperature gas separation plants operated in the far north |
| RU2775929C1 (en) * | 2021-06-02 | 2022-07-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic control of inhibitor supply for preventing hydrate or ice formation in systems for extraction, collection and preparation of gas and gas condensate fields |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3292381A (en) * | 1964-07-08 | 1966-12-20 | Coastal States Petrochemical C | Separation of natural gas by liquefaction with an injected hydrate inhibitor |
| SU724162A1 (en) * | 1978-06-02 | 1980-03-30 | Специальное проектно-конструкторское бюро "Промавтоматика" | Apparatus for automatic control of flowrate of hydrate-formation inhibitor |
| SU1301434A1 (en) * | 1985-11-27 | 1987-04-07 | Специальное проектно-конструкторское бюро "Промавтоматика" | Method of automatic control for preventing hydration |
| RU138853U1 (en) * | 2013-10-29 | 2014-03-27 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | DISTRIBUTION AND DOSING SYSTEM FOR HYDRATE FORMATION INHIBITOR |
| RU2574159C2 (en) * | 2014-05-28 | 2016-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Hydrate growth inhibitor delivery method |
| RU2661500C1 (en) * | 2017-07-21 | 2018-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | 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 |
-
2019
- 2019-01-09 RU RU2019100277A patent/RU2709048C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3292381A (en) * | 1964-07-08 | 1966-12-20 | Coastal States Petrochemical C | Separation of natural gas by liquefaction with an injected hydrate inhibitor |
| SU724162A1 (en) * | 1978-06-02 | 1980-03-30 | Специальное проектно-конструкторское бюро "Промавтоматика" | Apparatus for automatic control of flowrate of hydrate-formation inhibitor |
| SU1301434A1 (en) * | 1985-11-27 | 1987-04-07 | Специальное проектно-конструкторское бюро "Промавтоматика" | Method of automatic control for preventing hydration |
| RU138853U1 (en) * | 2013-10-29 | 2014-03-27 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | DISTRIBUTION AND DOSING SYSTEM FOR HYDRATE FORMATION INHIBITOR |
| RU2574159C2 (en) * | 2014-05-28 | 2016-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Hydrate growth inhibitor delivery method |
| RU2661500C1 (en) * | 2017-07-21 | 2018-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | 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 |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2768863C1 (en) * | 2021-06-02 | 2022-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic control of inhibitor supply to prevent hydrate formation in low-temperature gas separation plants operated in the far north |
| RU2775929C1 (en) * | 2021-06-02 | 2022-07-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic control of inhibitor supply for preventing hydrate or ice formation in systems for extraction, collection and preparation of gas and gas condensate fields |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| 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 | |
| RU2709044C1 (en) | Method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of extreme north | |
| 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 | |
| JP5361928B2 (en) | Seawater desalination apparatus and control method thereof | |
| 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 | |
| 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 | |
| RU2697208C1 (en) | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate supplied to main condensate line, using turboexpander unit, in installations of low-temperature gas separation in areas of extreme north | |
| RU2649157C2 (en) | System and method of control and management of natural gas pressure within multiple sources | |
| 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 | |
| RU2709048C1 (en) | Method for automatic control of inhibitor feed to prevent hydrate formation at low-temperature gas separation plants operated in extreme north | |
| RU2709045C1 (en) | Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit | |
| RU2709119C1 (en) | Method for optimizing the process of washing the inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants | |
| WO2021207758A1 (en) | Methods and systems for optimizing corrosion and scale inhibitor injection rates in process plants | |
| CN212403586U (en) | Indirect air cooling system circulating water intelligence clean system | |
| 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 | |
| CN102633371A (en) | Full-automatic boiler feedwater oxygenating device and full-automatic boiler feedwater oxygenating method | |
| US10894929B1 (en) | Natural gas liquids recovery process | |
| CN111977758B (en) | Intelligent circulating water purifying system of indirect air cooling system and application method thereof | |
| RU2755099C1 (en) | Method for automatic control of low-temperature gas separation at oil and gas condensate fields in the north of the russian federation | |
| RU2768436C1 (en) | Method for optimizing process of washing inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants of oil and gas condensate fields in the north of russian federation | |
| RU2768863C1 (en) | Method for automatic control of inhibitor supply to prevent hydrate formation in low-temperature gas separation plants operated in the far north | |
| RU2743726C1 (en) | Method for optimizing the process of washing the inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants of oil-and-gas condensate fields in the north of the russian federation | |
| US20130186268A1 (en) | Dehydration unit | |
| RU2803996C1 (en) | Method for automatically controlling gas drying process at complex gas treatment plants in the far north of the russian federation | |
| RU2724756C1 (en) | Method for automatic load distribution between gas drying process lines at gas treatment plants located in the north of russia |