RU2775126C1

RU2775126C1 - Method for automatically maintaining the density of unstable gas condensate at the output of low-temperature gas separation units of the northern petroleum and gas condensate fields of the russian federation

Info

Publication number: RU2775126C1
Application number: RU2021116081A
Authority: RU
Inventors: Андрей Николаевич ЕФИМОВ; Анатолий Кузьмич Арабский; Алексей Леонидович Агеев; Сергей Иванович Гункин; Александр Александрович Турбин; Этибар Гурбанали оглы Талыбов; Владислав Леонидович Пономарев; Сергей Александрович Кирсанов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург"
Filing date: 2021-06-02
Publication date: 2022-06-28

Abstract

FIELD: gas industry.

SUBSTANCE: invention relates to the field of production and preparation of gas and gas condensate for long distance transport in the Far North, in particular, to automatic maintenance of the density of unstable gas condensate (UGC) supplied to the main condensate pipeline (MCP) at a low-temperature gas separation unit (hereinafter the unit). In the method, the supplied gas condensate mixture is purified from mechanical impurities, separated into dried gas and a mixture of UGC with an aqueous inhibitor solution (AIS), the dried gas is directed to the main gas pipeline (MGP) and the mixture is directed to the degassing separator (DS), wherefrom the AIS is removed for regeneration of the inhibitor, UGC is pumped into the MCP, and the flash gas, through the adjustment valve (AV) for adjusting the pressure in the DS, is directed to the flash gas compressor to be injected into the MGP, and the automated process control system (APCS) of the unit overlooking the above processes controls the density ρ_act of UGC supplied to the MCP by a density sensor and the flash gas pressure P_act in the DS by a pressure sensor. The pressure in the DS is adjusted by the AV installed at the output thereof and controlled by a stage of proportional integral derivative controls (PID controls). The APCS transmits a signal of the UGC density setpoint ρ_set the to the setpoint input SP of the first PID control, and the feedback input PV of the same PID control receives a signal of the actual density value ρ_act from the UGC density sensor, comparing which, said control generates a signal of the pressure setpoint P_set, allowing for the required UGC density at the output of the DS, at the output CV and transmits said setpoint to the setpoint input SP of the second PID control of the pressure maintenance stage in the DS, and the feedback input PV of the same PID control receives a signal of the actual pressure value P_act from the pressure sensor installed in the DS, comparing which, said PID control, at the output CV, forms a control signal for the AV standing at the output of the DS, maintaining the required pressure of gas therein. The density of the UGC supplied to the MCP is automatically maintained by two stages of PID controls controlled by the APCS, the first whereof maintains the set UGC density ρ_set after the unit is put to operation, adjusting the pressure of gas in the DS using the AV installed at the output thereof, and the second stage goes into operation at the command of the APCS after the first stage of PID controls exhausts all capabilities for controlling the density of the UGC supplied to the MCP, and the APCS sends this command to the Start\Stop input of the second PID control of the second stage of the system, followed by this PID control transmitting a control signal from the CV output to the AV, adjusting the flow rate of the produced gas condensate mixture for the unit, and starts changing the degree of opening/closing thereof until certain conditions are satisfied. Only then the APCS stops controlling the flow rate of the produced gas condensate mixture by the second stage of the system, and controls the density of the UGC supplied to the MCP again using the first stage of PID controls.

EFFECT: increased quality of controlling a technological process.

6 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту на севере РФ, в частности, к автоматическому поддержанию плотности нестабильного газового конденсата (НТК) на выходе установок низкотемпературной сепарации газа (далее установка) северных нефтегазоконденсатных месторождений РФ.The invention relates to the field of production and preparation of gas and gas condensate for long-distance transport in the north of the Russian Federation, in particular, to automatically maintaining the density of unstable gas condensate (NTC) at the outlet of low-temperature gas separation plants (hereinafter referred to as the installation) of northern oil and gas condensate fields of the Russian Federation.

Известен способ автоматизации установки низкотемпературной сепарации газа, включающий автоматическое поддержание температуры сепарации, расхода газа и давлений на установке [см., например, стр. 112, Б.Ф. Тараненко, В.Т. Герман. Автоматическое управление газопромысловыми объектами. М., "Недра", 1976 г., 213 с.].A known method of automating the installation of low-temperature gas separation, including automatic maintenance of the separation temperature, gas flow and pressures in the installation [see, for example, p. 112, B.F. Taranenko, V.T. Hermann. Automatic control of gas production facilities. M., "Nedra", 1976, 213 p.].

Недостатком данного способа является то, что в нем не предусмотрено управление степенью дегазации и, соответственно, поддержание плотности НГК при подаче его в магистральный конденсатопровод (МКП). Это может вызвать ряд проблем, связанных с появлением газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе. Наличие таких пробок может стать причиной серьезных осложнений и аварий, приводящих к материальным, людским и экологическим потерям. [См. например, А.А. Коршак, А.И. Забазнов, В.В. Новоселов и др. Трубопроводный транспорт нестабильного газового конденсата. - М: ВНИИОЭНГ, 1994].The disadvantage of this method is that it does not provide for the control of the degree of degassing and, accordingly, the maintenance of the density of the OGK when it is fed into the main condensate pipeline (MCP). This can cause a number of problems associated with the appearance of gas locks and their accumulation in the condensate pipeline. The presence of such traffic jams can cause serious complications and accidents, leading to material, human and environmental losses. [Cm. for example, A.A. Korshak, A.I. Zabaznov, V.V. Novoselov et al. Pipeline transport of unstable gas condensate. - M: VNIIOENG, 1994].

Известен способ автоматизации установки низкотемпературной сепарации газа, включающий автоматическое поддержание заданных значений температур и давлений на установке [см., например, стр. 406, Р.Я. Исакович, В.И. Логинов, В.Е. Попадько. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. Учебник для вузов, М., Недра, 1983, 424 с.]. Степень дегазации НГК в данном способе поддерживается путем его нагрева, используя змеевик-подогреватель, установленный в емкости дегазатора-разделителя (ДР).A known method of automating the installation of low-temperature gas separation, including automatic maintenance of the set values of temperatures and pressures in the installation [see, for example, p. 406, R.Ya. Isakovich, V.I. Loginov, V.E. Popadko. Automation of production processes in the oil and gas industry. Textbook for universities, M., Nedra, 1983, 424 p.]. The degree of degassing of NGK in this method is maintained by heating it using a heater coil installed in the tank of the degasser-separator (DR).

Недостатком данного способа является то, что из-за инерционности процесса нагрева и отсутствия контроля значения плотности НГК, подаваемого в МКП, степень дегазации и поддержание плотности НГК при подаче его в МКП осуществляется практически «вслепую», без точного управления процессом.The disadvantage of this method is that due to the inertia of the heating process and the lack of control over the density value of the NHA supplied to the MCP, the degree of degassing and the maintenance of the density of the NHA when it is supplied to the MCP is carried out almost "blindly", without precise process control.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ автоматического поддержания плотности НГК, подаваемого в МКП, на установках в районах Крайнего Севера, включающий очистку в блоке низкотемпературной сепарации газа поступающей газоконденсатной смеси от механических примесей и разделение ее на осушенный газ и смесь НГК с водным раствором ингибитора (ВРИ), которую отводят в дегазатор-разделитель (ДР) для дегазации, и далее из ДР ВРИ отводят на регенерацию ингибитора в цех регенерации ингибитора, НГК подают насосом в МКП, а газ выветривания из ДР - на компрессор газов выветривания для закачки в магистральный газопровод (МГП). Плотность НГК, подаваемого в МКП, контролируют датчиком плотности, а давление газа выветривания в ДР, из которого его отводят через клапан регулятор (КР), регулирующий давление в ДР, контролируют датчиком давления. Величина давления в ДР задается автоматически каскадом из двух пропорционально-интегрально-дифференцирующих (ПИД) регуляторов, реализованных на базе автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки, для чего на вход задания SP ПИД-регулятора поддержания плотности НГК в ДР подают значение уставки плотности, заданную обслуживающим персоналом, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают значение текущей плотности с датчика плотности НГК, сравнивая которые ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV сигнал уставки давления, которое обеспечит достижение необходимой плотности НГК на выходе ДР, и подает ее на вход SP ПИД-регулятора поддержания давления в ДР. На вход обратной связи PV этого ПИД-регулятора подают текущее значение давления с датчика давления, установленного в ДР. Сравнивая его с заданием ПИД-регулятор на своем выходе CV формирует управляющий сигнал, который подает на КР для поддержания необходимого значения давления газа в ДР. Если во время реализации процесса поддержания заданной плотности НГК рабочий орган КР достигнет своего крайнего положения (открытого либо закрытого), АСУ ТП установки формирует сообщение оператору о невозможности достижения заданной плотности НГК, подаваемого в МКП, и необходимости принятия решения об изменении режима работы установки [патент на изобретение РФ №2700310].The closest in technical essence to the claimed invention is a method for automatically maintaining the density of OGK supplied to the MCP at installations in the Far North, including cleaning in the low-temperature gas separation unit of the incoming gas condensate mixture from mechanical impurities and separating it into dried gas and a mixture of OGK with water inhibitor solution (VRI), which is diverted to the degasser-separator (DR) for degassing, and then from the DR VRI is diverted for regeneration of the inhibitor to the inhibitor regeneration shop, the NGK is pumped to the MCP, and the weathering gas from the DR is fed to the weathering gas compressor for injection into the main gas pipeline (MGP). The density of the oil and gas supplied to the MCP is controlled by a density sensor, and the pressure of the weathering gas in the DR, from which it is removed through the regulator valve (KR), which regulates the pressure in the DR, is controlled by a pressure sensor. The pressure value in the DR is set automatically by a cascade of two proportional-integral-differentiating (PID) controllers implemented on the basis of an automated process control system (APCS) of the installation, for which the setpoint value density set by the maintenance personnel, and the value of the current density from the OGK density sensor is fed to the feedback input PV of the same PID controller, comparing which the PID controller generates a pressure setpoint signal at its output CV, which will ensure the achievement of the required density of OGK at the output of the DR, and feeds it to the input SP of the PID controller for maintaining pressure in the DR. The feedback input PV of this PID controller is fed with the current pressure value from the pressure sensor installed in the DR. Comparing it with the reference, the PID controller generates a control signal at its output CV, which it sends to the CR to maintain the required value of gas pressure in the DR. If during the implementation of the process of maintaining a given density of oil and gas condensate, the working body of the CR reaches its extreme position (open or closed), the process control system of the installation generates a message to the operator about the impossibility of achieving the given density of oil and gas supplied to the MCP, and the need to make a decision to change the operating mode of the installation [patent for the invention of the Russian Federation No. 2700310].

Существенным недостатком данного способа является то, что изменение режима работы установки в случаях достижения рабочим органом КР, установленного на выходе ДР, своего крайнего положения (открытого либо закрытого) осуществляется вручную оператором, что снижает качество управления технологическим процессом.A significant disadvantage of this method is that the change in the operating mode of the installation in cases where the working body of the CR, installed at the outlet of the DR, reaches its extreme position (open or closed) is carried out manually by the operator, which reduces the quality of the process control.

Целью настоящего изобретения является повышение качества управления технологическим процессом по поддержанию плотности НГК на выходе установки, который подается в МКП, с учетом норм и ограничений, предусмотренных технологическим регламентом установки для условий Крайнего Севера.The purpose of the present invention is to improve the quality of process control to maintain the density of oil and gas at the outlet of the installation, which is fed into the MCP, taking into account the norms and restrictions provided for by the technological regulations of the installation for the conditions of the Far North.

Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является повышение качества управления технологическим процессом по поддержанию плотности НГК на выходе установки, который подается в МКП, путем исключения человеческого фактора при принятии решений с учетом норм и ограничений, предусмотренных технологическим регламентом установки для условий Крайнего Севера.The technical result achieved from the implementation of the invention is to improve the quality of process control to maintain the density of oil and gas at the outlet of the installation, which is fed into the MCP, by eliminating the human factor when making decisions, taking into account the norms and restrictions provided for by the technological regulations of the installation for the conditions of the Far North.

Заявляемый способ обеспечивает автоматический контроль и подержание заданной плотности НГК, подаваемого в МКП, путем поддержания необходимого значения давления дегазации в ДР при различных режимах работы установки и переключение технологического процесса на новый режим в случае необходимости. Это предотвращает образование газовых пробок и их скоплений в МКП, обеспечивая повышение надежности его эксплуатации и снижение вероятности рисков осложнений и аварий, которые могут привести к серьезным экологическим, людским и материальным потерям.The inventive method provides automatic control and maintenance of a given density of OGK supplied to the MCP by maintaining the required value of the degassing pressure in the DR under various operating modes of the installation and switching the process to a new mode if necessary. This prevents the formation of gas locks and their accumulation in the MCP, providing an increase in the reliability of its operation and a reduction in the risk of complications and accidents that can lead to serious environmental, human and material losses.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ автоматического поддержания плотности НГК на выходе установок низкотемпературной сепарации северных нефтегазоконденсатных месторождений РФ, включает блок низкотемпературной сепарации газа, который осуществляет очистку поступающей газоконденсатной смеси от механических примесей, разделение ее на осушенный газ и смесь НГК с ВРИ. Осушенный на установке газ направляют в МГП, а смесь НГК с ВРИ направляют в ДР, из которого ВРИ отводят на регенерацию ингибитора в цех регенерации ингибитора, а НГК насосом подают в МКП. Газ выветривания через КР, регулирующий давление в ДР, направляют в компрессор газов выветривания для закачки в МГП. Ведущая эти процессы АСУ ТП установки контролирует датчиком плотности плотность ρ_факт НГК, подаваемого в МКП, и датчиком давления - давление газа выветривания Р_факт в ДР. Регулирование давления в ДР осуществляется КР, стоящем на его выходе и управляемым каскадом пропорционально-интегрально-дифференцирующих ПИД-регуляторов. На вход задания SP первого ПИД-регулятора АСУ ТП подает сигнал значения уставки плотности ρ_зад НГК, необходимой для работы системы, значение которой устанавливает обслуживающий персонал установки перед ее запуском в работу, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал значения фактической плотности ρ_факт с датчика плотности НГК. Сравнивая значения ρ_факт и ρ_зад этот ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV сигнал уставки значения давления Р_зад, которое обеспечит достижение необходимой плотности НГК на выходе ДР, и подает ее на вход задания SP второго ПИД-регулятора каскада поддержания давления в ДР. На вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал фактического значения давления Р_факт с датчика давления, установленного в ДР. Сравнивая Р_факт и Р_зад данный ПИД-регулятор на своем выходе CV формирует управляющий сигнал для КР, стоящего на выходе ДР, поддерживая необходимое давление газа в нем.The specified problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the method of automatically maintaining the density of the oil and gas complex at the outlet of the low-temperature separation units of the northern oil and gas condensate fields of the Russian Federation includes a low-temperature gas separation unit that cleans the incoming gas condensate mixture from mechanical impurities, separates it into dried gas and mixture of NGK with VRI. The gas dried at the plant is sent to the MGP, and the mixture of OGK with VRI is sent to the DR, from which the VRI is removed for inhibitor regeneration to the inhibitor regeneration shop, and the OGK is pumped to the MCP. The weathering gas through the CR, which regulates the pressure in the DR, is sent to the weathering gas compressor for injection into the MGP. The ACS TP of the installation, which leads these processes, controls the density ρ _fact of the OGK supplied to the MCP, and the pressure sensor - weathering gas pressure P _fact in the DR, with a density sensor. Pressure control in the DR is carried out by the CR, which is located at its outlet and is controlled by a cascade of proportional-integral-differentiating PID controllers. To the input of the task SP of the first PID controller, the automated process control system sends a signal of the value of the density setpoint ρ set _OGK , necessary for the operation of the system, the value of which is set by the operating personnel of the installation before it is put into operation, and the value signal is fed to the feedback input PV of the same PID controller actual density ρ _fact from the NGK density sensor. Comparing the values of ρ _actual and ρ _set , this PID controller generates at its output CV a signal for setting the pressure value P _set , which will ensure the achievement of the required density of the oil and gas mixture at the GR output, and feeds it to the SP setting input of the second PID controller of the pressure maintenance cascade in the GR. The feedback input PV of the same PID controller is fed with a signal of the actual pressure value Р _fact from the pressure sensor installed in the DR. Comparing P _fact and P _given , the PID controller at its output CV generates a control signal for the KR, which is at the output of the DR, maintaining the required gas pressure in it.

Плотность НГК, подаваемого в МКП, автоматически поддерживают контролируемые АСУ ТП два каскада ПИД-регуляторов. Первый из них поддерживает заданную плотность ρ_зад НГК после включения установки в работу, регулируя давление газа в ДР с помощью КР, установленного на его выходе. Второй каскад вступает в работу по команде АСУ ТП после того, как первый каскад ПИД-регуляторов исчерпает свои возможности по управлению плотностью НГК, подаваемого в МКП. Эту команду в виде сигнала логическая «единица» АСУ ТП подает на вход Start\Stop второго ПИД-регулятора второго каскада системы, этот ПИД-регулятор включается в работу и подает со своего выхода CV сигнал управления на КР, который регулирует расход добытой газоконденсатной смеси по установке. КР начинает изменять свою степень открытия/закрытия до тех пор, пока не будут выполнены два условия, согласно которым АСУ ТП должна зафиксировать плотность ρ_факт НГК, подаваемого в МКП, равной заданному значению ρ_зад, и то, что рабочий орган КР, установленного на выходе ДР, перешел в среднее или максимально близкое к нему положение, допускаемое рамками технологических ограничений и заданий по плану добычи. Сразу после этого АСУ ТП прекращает управление расходом добываемой газоконденсатной смеси вторым каскадом системы путем подачи на вход Start\Stop второго ПИД-регулятора второго каскада сигнал логический «ноль». Одновременно с этим АСУ ТП фиксирует в своей базе данных значение сигнала, поступающего на вход задания SP второго ПИД-регулятора второго каскада ПИД-регуляторов на найденное в процессе поиска нового режима работы установки в качестве уставки положения рабочего органа КР, установленного на выходе ДР. И после этого управление плотностью НГК, подаваемого в МКП, АСУ ТП вновь осуществляет с помощью первого каскада ПИД-регуляторов.The density of oil and gas supplied to the MCP is automatically supported by two stages of PID controllers controlled by the process control system. The first of them maintains a given density ρ _ass OGK after the unit is put into operation by regulating the gas pressure in the DR with the help of the CR installed at its outlet. The second cascade comes into operation at the command of the automated process control system after the first cascade of PID controllers has exhausted its ability to control the density of the oil and gas supplied to the MCP. This command in the form of a signal is sent by the logical “one” of the automated process control system to the Start \ Stop input of the second PID controller of the second stage of the system, this PID controller starts up and sends a control signal from its CV output to the CR, which regulates the flow rate of the produced gas condensate mixture according to installation. The CR begins to change its degree of opening / closing until two conditions are met, according to which the automated process control system must fix the density ρ _fact of the oil and gas complex supplied to the MCP, equal to the specified value ρ _set , and that the working body of the CR installed on at the exit of the DR, moved to the middle position or as close as possible to it, allowed by the framework of technological restrictions and tasks according to the production plan. Immediately after this, the automated process control system stops controlling the flow rate of the produced gas condensate mixture by the second stage of the system by applying a logical “zero” signal to the Start\Stop input of the second PID controller of the second stage. At the same time, the automated process control system fixes in its database the value of the signal received at the input of the SP task of the second PID controller of the second stage of PID controllers to the value found in the process of searching for a new operating mode of the installation as the setting for the position of the working body of the CR installed at the output of the DR. And after that, the control of the density of the OGK supplied to the MCP is again carried out by the automated process control system using the first stage of PID controllers.

АСУ ТП установки определяет возможность управления плотностью НГК, подаваемого в МКП, с помощью первого каскада ПИД-регуляторов по положению рабочего органа КР, которым стоит на выходе ДР. При этом считают, что первый каскад ПИД-регуляторов исчерпал свои возможности по управлению плотностью НГК, подаваемого в МКП, если рабочий орган управляемого им КР окажется в одном из своих крайних положений - либо закрытого, либо открытого.The automated process control system of the installation determines the possibility of controlling the density of the OGK supplied to the MCP using the first cascade of PID controllers according to the position of the working body of the CR, which is at the output of the DR. At the same time, it is believed that the first cascade of PID controllers has exhausted its ability to control the density of the oil and gas supplied to the MCP if the working body of the CR controlled by it is in one of its extreme positions - either closed or open.

Первый каскад ПИД-регуляторов поддерживает заданную плотность ρ_зад НГК, подаваемого в МКП, до тех пор, пока рабочий орган этого КР, стоящего на выходе ДР, не достигнет одного из своих крайних положений -либо закрытого, либо открытого.The first cascade of PID controllers maintains the given density ρ of the _oil and gas complex supplied to the MCP until the working body of this CR, which is at the outlet of the DR, reaches one of its extreme positions - either closed or open.

АСУ ТП генерирует сообщение оператору и/или информационной управляющей системе (ИУС) промысла и предприятия о необходимости определения новых параметров работы установки при исчерпании возможности по управлению плотностью НГК, подаваемого в МКП, с помощью первого каскада ПИД-регуляторов системы и приступает к автоматическому поиску новых параметров работы установки путем регулирования расхода добытой газожидкостной смеси с помощью второго каскада ПИД-регуляторов системы, поступающей на ее вход в пределах разрешенных диспетчерской службой предприятия границ. АСУ ТП прекращает этот поиск тогда, когда будет восстановлена возможность управления плотностью НГК с помощью первого каскада ПИД-регуляторов. При этом АСУ ТП фиксирует в своей базе данных найденные новые параметры технологического процесса и генерирует сообщение оператору и/или ИУС промысла и предприятия о значении этих параметров.The automated process control system generates a message to the operator and/or information management system (IMS) of the field and the enterprise about the need to determine new parameters of the installation when the ability to control the density of the oil and gas supplied to the MCP is exhausted using the first cascade of PID controllers of the system and proceeds to automatically search for new plant operation parameters by regulating the flow rate of the produced gas-liquid mixture using the second cascade of PID controllers of the system entering its input within the boundaries allowed by the enterprise dispatch service. The automated process control system stops this search when the ability to control the density of the oil and gas complex with the help of the first stage of PID controllers is restored. At the same time, the automated process control system fixes the found new parameters of the technological process in its database and generates a message to the operator and / or IMS of the field and the enterprise about the value of these parameters.

АСУ ТП генерирует сообщение оператору и/или ИУС промысла о необходимости запроса у диспетчерской службы и/или ИУС предприятия новых границ допустимых вариаций по добыче газожидкостной смеси, поступающей на установку, если в процессе управления потоком добываемой газожидкостной смеси с помощью КР, установленного на входе установки будет достигнута одна из границ разрешенного диспетчерской службой и/или ИУС предприятия коридора допустимых вариаций расхода добываемой газожидкостной смеси, а рабочий орган КР, установленного на выходе ДР не придет в среднее или максимально близкое к нему в рамках технологических ограничений и заданий по плану добычи.The automated process control system generates a message to the operator and/or field IMS about the need to request from the dispatcher service and/or enterprise IMS new boundaries of permissible variations in the production of the gas-liquid mixture entering the unit, if in the process of controlling the flow of the produced gas-liquid mixture using the CR installed at the inlet of the unit one of the boundaries of the corridor of permissible variations in the flow rate of the produced gas-liquid mixture, allowed by the dispatching service and / or the IMS of the enterprise, will be reached, and the working body of the CR installed at the outlet of the DR will not come to the average or as close as possible to it within the framework of technological restrictions and tasks according to the production plan.

АСУ ТП генерирует сообщение оператору и/или ИУС промысла и предприятия о невозможности достижения заданной плотности ρ_зад НГК, подаваемого в МКП, если рабочие органы КР 2 и КР 6, стоящих на входе установки и на выходе ДР, соответственно, одновременно достигнут своих крайних положений - закрытого либо открытого, и рекомендует принять решение с учетом возникшей ситуации - переход на режим работы с аппаратами воздушного охлаждения или с турбодетандерами, необходимости предупреждения гидратообразования в теплообменниках установки.The automated process control system generates a message to the operator and/or IMS of the field and the enterprise about the impossibility of achieving the specified density ρ _ass . - closed or open, and recommends making a decision taking into account the situation that has arisen - switching to the mode of operation with air coolers or turbo expanders, the need to prevent hydrate formation in the unit's heat exchangers.

На фиг. 1 приведена укрупненная функциональная технологическая схема установки и в ней использованы следующие обозначения:In FIG. 1 shows an enlarged functional technological scheme of the installation and the following designations are used in it:

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

2 - КР изменения расхода газоконденсатной смеси по установке 4;2 - KR of the change in the flow rate of the gas condensate mixture for installation 4;

3 - АСУ ТП установки;3 - automated process control system of the installation;

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

5 - МГП;5 - MHL;

6 - КР поддержания давления газа в ДР;6 - KR maintaining gas pressure in the DR;

7 - датчик давления в ДР;7 - pressure sensor in the DR;

8 - компрессор газов выветривания;8 - weathering gas compressor;

9 - ДР;9 - DR;

10 - датчик плотности НГК;10 - NGK density sensor;

11 - насосный агрегат;11 - pump unit;

12 - МКП.12 - MCP.

На фиг. 2 приведена структурная схема автоматического управления поддержания плотности НГК на выходе установки и в ней использованы следующие обозначения:In FIG. Figure 2 shows a block diagram of the automatic control of maintaining the density of the oil and gas complex at the outlet of the installation and the following notation is used in it:

13 - сигнал, поступающий с датчика давления 7, установленного в ДР 9, на вход обратной связи PV ПИД-регулятора 20;13 - signal coming from the pressure sensor 7 installed in the DR 9 to the feedback input PV of the PID controller 20;

14 - сигнал, поступающий с датчика плотности НГК 10 на вход обратной связи PV ПИД-регулятора 18;14 - signal coming from the density sensor NGK 10 to the feedback input PV of the PID controller 18;

15 - сигнал задания плотности НГК, поступающий на вход задания SP ПИД-регулятора 18 из АСУ ТП 3;15 - the signal for setting the density of the oil and gas complex, supplied to the input of the setting SP of the PID controller 18 from the process control system 3;

16 - сигнал управления работой ПИД-регулятора 19, подаваемый АСУ ТП 3 на его вход Start\Stop;16 - control signal for the operation of the PID controller 19, supplied by the automated process control system 3 to its input Start\Stop;

17 - сигнал задания положения исполнительного органа КР 2, поступающий на вход задания SP ПИД-регулятора 19 из АСУ ТП 3;17 - signal for setting the position of the executive body KR 2, coming to the input of setting SP of the PID controller 19 from the APCS 3;

18 - ПИД-регулятор поддержания плотности НГК в ДР 9;18 - PID controller for maintaining the density of the oil and gas complex in DR 9;

19 - ПИД-регулятор поддержания заданного положения исполнительного органа КР 2;19 - PID controller for maintaining the set position of the executive body of KR 2;

20 - ПИД-регулятор поддержания давления в ДР 9;20 - PID controller for maintaining pressure in DR 9;

21 - управляющий сигнал, подаваемый на КР 6;21 - control signal applied to KR 6;

22 - управляющий сигнал, подаваемый на КР 2.22 - control signal applied to KR 2.

ПИД-регуляторы 18, 19 и 20 реализованы на базе АСУ ТП 3.PID controllers 18, 19 and 20 are implemented on the basis of APCS 3.

Способ автоматического поддержания плотности НГК на выходе установок низкотемпературной сепарации северных нефтегазоконденсатных месторождений РФ реализуют следующим образом.A method for automatically maintaining the density of oil and gas condensate at the outlet of low-temperature separation units of the northern oil and gas condensate fields of the Russian Federation is implemented as follows.

Добытая газоконденсатная смесь через входную линию 1 установки, оснащенный КР 2, поступает в блок низкотемпературной сепарации газа 4, где происходит ее очищение от механических примесей, капельной влаги и пластовой жидкости, выделение НГК, ВРИ и газа. По мере накопления смеси НГК и ВРИ ее отводят в ДР 9, оснащенный датчиком давления 7, в котором газожидкостная смесь подвергается разделению на фракции и дегазации, а газ направляют в МГП 5. Поток выделенного газа (газ выветривания) из ДГ 9 подают на вход компрессора газов выветривания 8 по трубопроводу, оснащенному КР 6, обеспечивающем поддержание необходимого давления газа в ДР 9. Компрессор 8 компримирует этот газ и подает его в МГП 5. НГК поступает по трубопроводу, оснащенному датчиком плотности 10, на вход насосного агрегата 11, который подает его в МКП 12. ВРИ из ДР 9 подают в цех регенерации метанола установки комплексной подготовки газа.The produced gas condensate mixture through the inlet line 1 of the unit, equipped with a CR 2, enters the low-temperature gas separation unit 4, where it is purified from mechanical impurities, condensed moisture and reservoir fluid, and the extraction of oil and gas, VRI and gas. As the mixture of OGK and VRI accumulates, it is diverted to DR 9, equipped with a pressure sensor 7, in which the gas-liquid mixture is subjected to separation into fractions and degassing, and the gas is sent to MGP 5. The flow of released gas (weathering gas) from DH 9 is fed to the compressor inlet weathering gases 8 through a pipeline equipped with a CR 6 that maintains the required gas pressure in the DR 9. The compressor 8 compresses this gas and supplies it to the MGP 5. The oil and gas complex enters through a pipeline equipped with a density sensor 10 to the inlet of the pump unit 11, which supplies it in MCP 12. VRI from DR 9 is fed into the methanol regeneration shop of the complex gas treatment unit.

Плотность НГК, подаваемого в МКП 12, АСУ ТП автоматически поддерживает используя систему ПИД-регуляторов, состоящую из двух каскадов. Первый каскад регулирует давление газа выветривания Р_факт в ДР 9 с помощью КР 6, установленного на его выходе и в него входят ПИД-регуляторы 18 и 20. Этот каскад осуществляет управление плотностью НГК при фиксированной (заданной диспетчерской службой) производительности установки по добыче газа и газового конденсата. Когда первый каскад ПИД-регуляторов исчерпает свои возможности по управлению плотностью НГК (например, рабочий орган КР 6 окажется в одном из своих крайних положений), и прекращает свою работу, тогда необходимо изменить режим работы установки для восстановления управляемости плотностью НГК. Эту задачу реализует второй каскад ПИД-регуляторов.The density of the OGK supplied to the MCP 12 is automatically maintained by the automated process control system using a system of PID controllers consisting of two stages. The first cascade regulates the weathering gas pressure P _fact in DR 9 with the help of CR 6 installed at its outlet and it includes PID controllers 18 and 20. This cascade controls the density of the oil and gas complex at a fixed (set by the dispatching service) productivity of the gas production unit and gas condensate. When the first cascade of PID controllers has exhausted its ability to control the density of the oil and gas complex (for example, the working body of the CR 6 will be in one of its extreme positions) and stops its operation, then it is necessary to change the operating mode of the installation to restore controllability of the density of the oil and gas complex. This task is implemented by the second stage of PID controllers.

Второй каскад, по команде АСУ ТП, с помощью КР 2 регулирует изменение расхода добываемой газоконденсатной смеси по установке, с помощью которого АСУ ТП ищет ее новый режим работы. О поиске нового режима работы установки в автоматическом режиме АСУ ТП извещает операторов установки и диспетчерскую службу предприятия. Поиск нового режима работы установки осуществляется с того момента времени, когда первый каскад ПИД-регуляторов, исчерпав свои возможности по управлению плотностью НГК, подаваемого в МКП. Второй каскад ПИД-регуляторов прекращает управление режимом работы установки по команде АСУ ТП тогда, когда будет восстановлена возможность управления плотностью НГК, подаваемого в МКП, с помощью первого каскада ПИД-регуляторов (в нашем случае это произойдет тогда, когда рабочий орган КР 6 вернется в свое среднее положение, или близкое к нему). В этот момент времени АСУ ТП фиксирует в своей базе данных новые параметры работы установки и передает их значения операторам и диспетчерской службе предприятия.The second cascade, at the command of the APCS, with the help of KR 2 regulates the change in the flow rate of the produced gas condensate mixture through the installation, with the help of which the APCS searches for its new mode of operation. About the search for a new operating mode of the installation in automatic mode, the automated process control system notifies the operators of the installation and the dispatching service of the enterprise. The search for a new operating mode of the installation is carried out from the moment when the first stage of PID controllers, having exhausted its ability to control the density of the oil and gas supplied to the MCP. The second cascade of PID controllers stops controlling the operating mode of the unit at the command of the automated process control system when the ability to control the density of oil and gas supplied to the MCP is restored using the first cascade of PID controllers (in our case, this will happen when the working body CR 6 returns to its middle position, or close to it). At this point in time, the automated process control system fixes new parameters of the plant operation in its database and transfers their values to the operators and the dispatching service of the enterprise.

Во второй каскад входят ПИД-регуляторы 20 и 19. На вход обратной связи PV ПИД-регулятора 19 поступает сигнал положения рабочего органа КР 6, задаваемый ПИД-регулятором 20 в виде управляющего сигнала 21, подаваемого на КР 6.The second stage includes PID controllers 20 and 19. The feedback input PV of the PID controller 19 receives the position signal of the working body of the KR 6, set by the PID controller 20 in the form of a control signal 21, supplied to the KR 6.

Режим работы второго каскада ПИД-регуляторов реализуют следующим образом. При запуске установки в работу АСУ ТП 3 на вход Start\Stop ПИД-регулятора 19 подает сигнал 16 логический «ноль», который налагает запрет на подачу управляющего сигнала 22 с выхода CV ПИД-регулятора 19 на КР 2. В этом случае плотность НГК в ДГ 9 поддерживает первый каскад ПИД-регуляторов 18 и 20 следующим образом.The operation mode of the second stage of PID controllers is implemented as follows. When the plant is put into operation, the APCS 3 sends a logical zero signal 16 to the Start\Stop input of the PID controller 19, which prohibits the supply of the control signal 22 from the CV output of the PID controller 19 to the CR 2. In this case, the density of the OGK in DG 9 supports the first stage of PID controllers 18 and 20 as follows.

При запуске установки в работу значение плотности ρ_зад НГК задает обслуживающий персонал как уставку, которая в виде сигнала 15, поступает на вход задания SP ПИД-регулятора 18. На вход обратной связи PV данного ПИД-регулятора поступает сигнал 14 значения фактической плотности ρ_фактНГК, поступающий с датчика измерения плотности 10. В результате их обработки ПИД-регулятор 18 на своем выходе CV формирует значение уставки давления Р_зад, которое необходимо поддерживать в ДР 9, чтобы значение ρ_факт совпадало со значением ρ_зад. Эту уставку Р_зад ПИД-регулятор 18 подает со своего выхода CV на вход задания SP ПИД-регулятора 20. На вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал 13 фактического значения давления Р_факт с датчика давления 7, установленного в ДР 9. В результате на своем выходе CV ПИД-регулятор 20 формирует сигнал 21 управления степенью открытия/закрытия КР 6. Эта операция приводит к уменьшению/увеличению выделения «легких» фракций из НГК, что позволяет системе управлять его плотностью и поддерживать ее значение, соответствующее заданному ρ_зад.When the unit is put into operation, the value of the density ρ set _OGK sets the service personnel as a setpoint, which in the form of signal 15 is fed to the input of the SP task of the PID controller 18. The signal 14 of the actual density value ρ _actual NGK is fed to the feedback input PV of this PID controller coming from the density measurement sensor 10. As a result of their processing, the PID controller 18 at its output CV generates the value of the pressure setpoint P _ass , which must be maintained in the DR 9 so that the value ρ _fact coincides with the value ρ _ass . The PID controller 18 supplies this _setpoint P set from its output CV to the setpoint input SP of the PID controller 20. The signal 13 of the actual pressure value P _fact from the pressure sensor 7 installed in the DR 9 is fed to the feedback input PV of the same PID controller. As a result, at its output CV, the PID controller 20 generates a signal 21 for controlling the degree of opening/closing of the CR 6. This operation leads to a decrease/increase in the release of "light" fractions from the oil and gas, which allows the system to control its density and maintain its value corresponding to the specified ρ _back .

В процессе работы установки, при изменении режима работы скважин, образовании гидратных отложений на стенках ТО, возникновении залповых выбросов пластовой воды и т.д., возможна ситуация, когда рабочий орган КР 6 достигнет своего крайнего положения (закрытого либо открытого). В такой ситуации АСУ ТП 3 установки генерирует сообщение оператору и/или ИУС промысла и предприятия о необходимости изменения режима работы установки и переходе к автоматическому поиску параметров нового режима, и включает в работу ПИД-регулятор 19, который управляет степенью открытия/закрытия КР 2, регулирующий расход добытой газоконденсатной смеси по установке 4 в рамках допустимых ограничений, установленными диспетчером газодобывающего предприятия. Для этого АСУ ТП 3 подает на вход Start\Stop ПИД-регулятора 19 сигнал 16 логическая «единица», который разрешает ему вступить в работу.During the operation of the unit, when changing the operating mode of wells, the formation of hydrate deposits on the walls of the TO, the occurrence of volleys of formation water, etc., a situation is possible when the working body of KR 6 reaches its extreme position (closed or open). In such a situation, the APCS 3 of the installation generates a message to the operator and/or IMS of the field and the enterprise about the need to change the operating mode of the installation and switch to automatic search for the parameters of the new mode, and turns on the PID controller 19, which controls the degree of opening/closing of the CR 2, regulating the flow rate of the produced gas condensate mixture at unit 4 within the allowable limits set by the dispatcher of the gas production enterprise. To do this, the process control system 3 supplies the input Start\Stop PID controller 19 signal 16 logical "one", which allows him to enter into operation.

На вход задания SP ПИД-регулятора 19 АСУ ТП подает сигнал 17, являющийся уставкой степени открытия/закрытия КР 6. Как правило, в момент запуска системы степень открытия/закрытия КР 6 назначается равной его среднему положению, т.е. 50%. На вход обратной связи PV ПИД-регулятора 19 подают сигнал 21, поступающий с выхода CV ПИД-регулятора 20 и соответствующий значению фактического положения исполнительного органа КР 6. В результате на выходе CV ПИД-регулятора 19, когда он включен в работу, формируется сигнал 22 управляющий степенью открытия/закрытия КР 2, который регулирует расход добытой газоконденсатной смеси по установке и связанный с ним перепад давления на блоке низкотемпературной сепарации газа 4. Эта операция вызывает уменьшение/увеличение выделения «легких» фракций из газоконденсатной смеси в блоке низкотемпературной сепарации газа 4, и проводится до тех пор, когда плотность ρ_факт НГК станет соответствовать заданному значению ρ_зад. Сразу после этого, учитывая текущее положение рабочего органа КР 6 каскада поддержания давления в ДР 9, АСУ ТП 3 изменяет значения уставки, поступающей на вход задания SP ПИД-регулятора 19 в виде сигнала 17 задания положения исполнительного органа КР 2. Одновременно с изменением расхода поступающей на установку добытой газожидкостной смеси меняются условия работы ДР 9. Соответственно, первый каскад ПИД-регуляторов 18 и 20 выводит рабочий орган КР 6 из крайнего положения. Процесс продолжается до тех пор, когда первый каскад поддержания давления в ДР 9 переведет рабочий орган КР 6 в среднее положение, а если этого нельзя будет достичь, тогда максимально близко к этому положению, допускаемому рамками технологических ограничений и заданий по плану добычи.The APCS sends a signal 17 to the input of the task SP of the PID controller 19, which is the setting of the degree of opening/closing of the CR 6. As a rule, at the time of system startup, the degree of opening/closing of the CR 6 is assigned equal to its middle position, i.e. fifty%. The feedback input PV of the PID controller 19 receives a signal 21 coming from the output CV of the PID controller 20 and corresponding to the value of the actual position of the executive body KR 6. As a result, the signal 22 is generated at the CV output of the PID controller 19, when it is turned on. controlling the degree of opening/closing of KR 2, which regulates the flow rate of the produced gas condensate mixture through the installation and the associated pressure drop at the low-temperature gas separation unit 4. This operation causes a decrease/increase in the release of “light” fractions from the gas condensate mixture in the low-temperature gas separation unit 4, and is carried out until the density ρ _actual NGK will correspond to the specified value ρ _ass . Immediately after that, taking into account the current position of the working body of the CR 6 of the pressure maintenance cascade in the DR 9, the automated process control system 3 changes the setpoint values input at the input of the SP task of the PID controller 19 in the form of a signal 17 for setting the position of the executive body of the CR 2. Simultaneously with the change in the flow rate of the incoming for the installation of the produced gas-liquid mixture, the operating conditions of the DR 9 change. Accordingly, the first cascade of PID controllers 18 and 20 removes the working body of the CR 6 from the extreme position. The process continues until the first cascade of maintaining pressure in DR 9 moves the working body of CR 6 to the middle position, and if this cannot be achieved, then as close as possible to this position, allowed by the framework of technological restrictions and tasks according to the production plan.

После этого АСУ ТП 3 фиксирует значение найденной уставки, подаваемой в виде сигнала 17 на входе задания SP ПИД-регулятора 19, и подает на вход Start\Stop этого ПИД-регулятора сигнал 16, равный логическому «ноль», налагая запрет на его работу. В результате все управление по поддержанию давления в ДР 9, и, следовательно, заданной плотности НГК, подаваемого в МКП 12, опять переходит к каскаду поддержания давления в ДР 9. Одновременно АСУ ТП генерирует сообщение оператору и/или ИУС промысла и предприятия о новых параметрах работы установки и фиксирует их в своей базе данных. И этот режим работы будет длиться до тех пор, пока рабочий орган КР 6 вновь не окажется в одном из крайних положений. После этого описанный цикл восстановления управления процессом посредством поддержания давления в ДР 9 повторяется.After that, the APCS 3 fixes the value of the found setpoint, supplied in the form of signal 17 at the input of the SP task of the PID controller 19, and sends a signal 16 equal to the logical "zero" to the Start\Stop input of this PID controller, imposing a prohibition on its operation. As a result, all control for maintaining pressure in the DR 9, and, consequently, the given density of the oil and gas supplied to the MCP 12, again passes to the pressure maintenance cascade in the DR 9. installation works and fixes them in its database. And this mode of operation will continue until the working body of the CD 6 again finds itself in one of the extreme positions. After that, the described cycle of restoration of process control by maintaining pressure in the DR 9 is repeated.

Возможен случай, когда расход добываемой газожидкостной смеси по установке выйдет за рамки допустимых вариаций, заданных диспетчерской службой предприятия. В этом случае АСУ ТП генерирует соответствующее сообщение оператору и/или ИУС промысла с предложением запросить у диспетчерской службы и/или ИУС предприятия новые границы допустимых вариаций по добыче газожидкостной смеси, поступающей на установку.It is possible that the flow rate of the produced gas-liquid mixture at the installation will go beyond the allowable variations specified by the dispatching service of the enterprise. In this case, the automated process control system generates a corresponding message to the operator and/or the IMS of the field with a proposal to request from the dispatching service and/or the IMS of the enterprise new limits of permissible variations in the production of the gas-liquid mixture entering the installation.

Возможен случай, когда рабочие органы КР 6 и КР 2 одновременно достигнут своих крайних положений (закрытого либо открытого), тогда АСУ ТП 3 установки об этом формирует сообщение оператору и/или ИУС промысла и предприятия и рекомендует принять решение с учетом возникших ситуаций (переход на режим работы с аппаратами воздушного охлаждения или с турбодетандерами, предупредить гидратообразования в теплообменниках установки).It is possible that the working bodies of CR 6 and CR 2 simultaneously reach their extreme positions (closed or open), then the APCS 3 of the installation generates a message about this to the operator and / or IMS of the field and the enterprise and recommends making a decision taking into account the situations that have arisen (switching to mode of operation with air coolers or turboexpanders, to prevent hydrate formation in the plant heat exchangers).

Настройку данных ПИД-регуляторов проводит обслуживающий персонал в момент запуска системы в работу под конкретные условия добычи согласно методу, изложенному, например, в «Энциклопедии АСУ ТП», п. 5.5, ПИД-регулятор. Ресурс: http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.These PID controllers are tuned by maintenance personnel at the time the system is put into operation for specific production conditions according to the method described, for example, in the Encyclopedia of Process Control Systems, clause 5.5, PID controller. Resource: http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.

Способ автоматического поддержания плотности НГК на выходе установок низкотемпературной сепарации северных нефтегазоконденсатных месторождений РФ, реализован в ПАО «Газпром» ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении на установках комплексной подготовки газа 1 В и 2 В. Реализация способа наиболее эффективна в период, когда пластовой энергии нефтегазоконденсатного месторождения достаточно для его эксплуатации с использованием эффекта дросселирования Джоуля-Томпсона. Результаты эксплуатации показали его высокую эффективность. Заявляемое изобретение может широко использоваться и на других действующих и вновь осваиваемых нефтегазоконденсатных месторождениях РФ.A method for automatically maintaining the density of oil and gas condensate at the outlet of low-temperature separation units of the northern oil and gas condensate fields of the Russian Federation has been implemented at PJSC Gazprom, OOO Gazprom dobycha Yamburg at the Zapolyarnoye oil and gas condensate field at integrated gas treatment units 1 V and 2 V. Implementation of the method is most effective during the period when reservoir energy of an oil and gas condensate field is sufficient for its exploitation using the Joule-Thompson throttling effect. The results of operation showed its high efficiency. The claimed invention can be widely used in other existing and newly developed oil and gas condensate fields of the Russian Federation.

Применение данного способа позволяет повышать качества принятых решений на установке путем исключения человеческого фактора из управления технологическим процессом поддержания плотности НГК, подаваемого в МКП, с учетом норм и ограничений, предусмотренных технологическим регламентом установки для условий Крайнего Севера. Благодаря этому практически исключается риск образования газовых пробок и их скоплений в МГП и, соответственно, повышается надежность его эксплуатации, снижается вероятность риска возникновения осложнений и аварий в конденсатопроводе, которые могут привести к серьезным экологическим, людским и материальным потерям.The use of this method makes it possible to improve the quality of the decisions made at the plant by excluding the human factor from the control of the technological process of maintaining the density of the oil and gas complex supplied to the MCP, taking into account the norms and restrictions provided for by the technological regulations of the installation for the conditions of the Far North. This virtually eliminates the risk of gas plugs and their accumulation in the MGP and, accordingly, increases the reliability of its operation, reduces the risk of complications and accidents in the condensate pipeline, which can lead to serious environmental, human and material losses.

Claims

1. A method for automatically maintaining the density of unstable gas condensate at the outlet of low-temperature gas separation units of northern oil and gas condensate fields of the Russian Federation, including a low-temperature gas separation unit, in which the incoming gas condensate mixture is cleaned from mechanical impurities, it is separated into dried gas and a mixture of unstable gas condensate - NGK with an aqueous solution of the inhibitor - WRI, and the dried gas is sent to the main gas pipeline - MGP, and the mixture is sent to the degasser-separator - DR, from which the WRI is removed for inhibitor regeneration to the inhibitor regeneration shop, the NGK is pumped into the main condensate pipeline - MCP, and the weathering gas through the regulator valve - KR, which regulates the pressure in the DR, is sent to the weathering gas compressor for injection into the MGP, and the automated process control system leading these processes - the process control system of the installation controls the density ρ _fact of the OGK supplied to the MCP with a density sensor, and a pressure sensor - weathering gas pressure P _fact in the DR, the pressure in the DR is regulated by the CR, standing at its output and controlled by a cascade of proportional-integral-differentiating - PID controllers, the APCS sends a setpoint value signal to the input of the task SP of the first PID controller density ρ _ass . of the oil and gas complex necessary for the operation of the system, the value of which is set by the operating personnel of the installation before it is put into operation, and the feedback input PV of the same PID controller is fed a signal of the actual density value ρ _fact from the density sensor of the oil and gas complex, comparing which it generates on at its output CV is the signal for setting the pressure value _Рset , which will ensure the achievement of the required density of the OGK at the output of the DR, and feeds it to the input of the SP task of the second PID controller of the cascade of maintaining pressure in the DR, and a signal is sent to the feedback input PV of the same PID controller the actual value of pressure Р _fact from the pressure sensor installed in the DR, comparing which this PID controller The regulator at its output CV generates a control signal for the CR at the DR outlet, maintaining the required gas pressure in it, characterized in that the density of the OGK supplied to the MCP is automatically supported by two cascades of PID controllers controlled by the automated process control system, the first of which maintains the specified density ρ _ass . oil and gas complex after the unit is put into operation, regulating the gas pressure in the DR using the CR installed at its outlet, and the second stage starts working on the command of the automated process control system after the first stage of PID controllers has exhausted its ability to control the density of oil and gas complex supplied to the MCP, and this command in the form of a signal is sent by the logical “one” of the process control system to the Start \ Stop input of the second PID controller of the second stage of the system, after which this PID controller sends a control signal from its CV output to the CR, which regulates the flow of the produced gas condensate mixture by the installation, and begins to change the degree of its opening / closing until two conditions are met, according to which the APCS should fix the density ρ _fact of the oil and gas complex supplied to the MCP, equal to the specified value ρ _set , and the fact that the working body of the CR installed at the outlet of the DR has moved to the middle position or as close as possible to it, allowed by the framework of technological restrictions and tasks according to the production plan, and only after that the process control system stops controlling the flow rate of the produced gas condensate mixture by the second stage of the system by applying a logical “zero” signal to the Start \ Stop input of the second PID controller of the second stage and simultaneously fixes the value of the signal received at the input of the SP task of the second PID controller of the second cascade of PID controllers to the position of the working body of the CR installed at the output of the DR, found in the process of searching for a new operating mode of the installation, and the density of the oil and gas supplied to the MCP is again controlled by the APCS using the first cascade of PID controllers.

2. The method according to p. 1, characterized in that the process control system of the installation determines the possibility of controlling the density of the oil and gas supplied to the MCP using the first cascade of PID controllers according to the position of the working body of the CR, which is at the output of the DR, while it is considered that the first the cascade of PID controllers has exhausted its capabilities to control the density of the oil and gas supplied to the MCP, if the working body of the CR controlled by it is in one of its extreme positions - either closed or open.

3. The method according to claim 1, characterized in that the first cascade of PID controllers maintains a given density ρ _ass . either closed or open.

4. The method according to claim 1, characterized in that the automated process control system generates a message to the operator and/or information and control system - IMS of the field and the enterprise about the need to determine new parameters for the operation of the installation when the ability to control the density of the oil and gas supplied to the MCP is exhausted using of the first stage of the PID controllers of the system, and starts the automatic search for new parameters of the plant operation by regulating the flow rate of the produced gas-liquid mixture using the second stage of the PID controllers of the system entering its input within the boundaries allowed by the dispatching service of the enterprise, and stops this search when the ability to control the oil and gas complex density using the first cascade of PID controllers will be restored, while the automated process control system records the found new process parameters in its database and generates a message to the operator and/or the IMS of the field and the enterprise about the value of these parameters.

5. The method according to claim 1, characterized in that the automated process control system generates a message to the operator and/or the IMS of the field about the need to request from the dispatching service and/or the IMS of the enterprise new boundaries of permissible variations in the production of the gas-liquid mixture entering the installation, if in the process of control the flow of the produced gas-liquid mixture with the help of the RC installed at the inlet of the installation will reach one of the boundaries of the corridor of permissible variations in the flow rate of the produced gas-liquid mixture allowed by the dispatching service and / or the IMS of the enterprise, and the working body of the RC installed at the outlet of the DR will not come to the middle position or as close as possible to it within the framework of technological limitations and tasks according to the production plan.

6. The method according to claim 1, characterized in that the automated process control system generates a message to the operator and / or IMS of the field and the enterprise about the impossibility of achieving a given density ρ _ass . and at the outlet of the DR, respectively, will simultaneously reach their extreme positions - closed or open, and recommends making a decision taking into account the situation that has arisen - switching to the mode of operation with air coolers or turbo expanders, or the need to prevent hydrate formation in the plant heat exchangers.