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 - Google Patents
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 Download PDFInfo
- Publication number
- RU2775126C1 RU2775126C1 RU2021116081A RU2021116081A RU2775126C1 RU 2775126 C1 RU2775126 C1 RU 2775126C1 RU 2021116081 A RU2021116081 A RU 2021116081A RU 2021116081 A RU2021116081 A RU 2021116081A RU 2775126 C1 RU2775126 C1 RU 2775126C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- density
- pressure
- mcp
- pid
- Prior art date
Links
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 claims abstract description 44
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 37
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 15
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 47
- 101700050571 SUOX Proteins 0.000 claims description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 12
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 2
- 210000004759 MCP Anatomy 0.000 claims 9
- 102100003659 APCS Human genes 0.000 claims 3
- 101710028063 APCS Proteins 0.000 claims 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 93
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 3
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Abstract
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 ρфакт НГК, подаваемого в МКП, и датчиком давления - давление газа выветривания Рфакт 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 ρзад 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 ρфакт с датчика плотности НГК. Сравнивая значения ρфакт и ρзад этот ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV сигнал уставки значения давления Рзад, 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 Рфакт с датчика давления, установленного в ДР. Сравнивая Рфакт и Рзад 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 ρзад 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 ρфакт НГК, подаваемого в МКП, равной заданному значению ρзад, 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 ρзад 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 ρзад 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
14 - сигнал, поступающий с датчика плотности НГК 10 на вход обратной связи PV ПИД-регулятора 18;14 - signal coming from the
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
16 - сигнал управления работой ПИД-регулятора 19, подаваемый АСУ ТП 3 на его вход Start\Stop;16 - control signal for the operation of the
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
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
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.
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
Плотность НГК, подаваемого в МКП 12, АСУ ТП автоматически поддерживает используя систему ПИД-регуляторов, состоящую из двух каскадов. Первый каскад регулирует давление газа выветривания Рфакт 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
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
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
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
При запуске установки в работу значение плотности ρзад 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 ρфакт НГК, поступающий с датчика измерения плотности 10. В результате их обработки ПИД-регулятор 18 на своем выходе CV формирует значение уставки давления Рзад, которое необходимо поддерживать в ДР 9, чтобы значение ρфакт совпадало со значением ρзад. Эту уставку Рзад 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 Рфакт 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 ρзад.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
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
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 ρфакт НГК станет соответствовать заданному значению ρзад. 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
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
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
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 (6)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2775126C1 true RU2775126C1 (en) | 2022-06-28 |
Family
ID=
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU928299A1 (en) * | 1980-05-22 | 1982-05-15 | Предприятие П/Я Р-6603 | Regulator with variable structure |
US20020185006A1 (en) * | 2001-03-29 | 2002-12-12 | Lecomte Fabrice | Process for dehydrating and fractionating a low-pressure natural gas |
US8128728B2 (en) * | 2006-05-05 | 2012-03-06 | Plasco Energy Group, Inc. | Gas homogenization system |
RU2685460C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-04-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes of the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
RU2692164C1 (en) * | 2018-10-08 | 2019-06-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | 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 |
RU2700310C1 (en) * | 2018-10-08 | 2019-09-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | 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 |
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU928299A1 (en) * | 1980-05-22 | 1982-05-15 | Предприятие П/Я Р-6603 | Regulator with variable structure |
US20020185006A1 (en) * | 2001-03-29 | 2002-12-12 | Lecomte Fabrice | Process for dehydrating and fractionating a low-pressure natural gas |
US8128728B2 (en) * | 2006-05-05 | 2012-03-06 | Plasco Energy Group, Inc. | Gas homogenization system |
RU2685460C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-04-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes of the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
RU2692164C1 (en) * | 2018-10-08 | 2019-06-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | 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 |
RU2700310C1 (en) * | 2018-10-08 | 2019-09-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | 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 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
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 | |
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 | |
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 | |
US6085546A (en) | Method and apparatus for the partial conversion of natural gas to liquid natural gas | |
RU2709044C1 (en) | Method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of extreme north | |
EP3105440A1 (en) | Pressure regulating device for a gas supply system of a gas turbine plant | |
CN108913252B (en) | Hydrocarbon injection dewaxing device and process suitable for dehydrating and dealkylating wax-containing natural gas | |
RU2775126C1 (en) | 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 | |
RU2709119C1 (en) | Method for optimizing the process of washing the inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants | |
RU2209942C2 (en) | Method of operation of plant for production of hydrocarbons | |
Viadana et al. | Integrated Production Optimization Through Model-Based Decision Support and Advanced Optimization Techniques | |
RU2768443C1 (en) | Method for automatic maintenance of unstable gas condensate density supplied to the main condensate pipeline at low-temperature gas separation plants in the far north | |
RU2768442C1 (en) | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate using air cooling devices in installations for low-temperature gas separation of northern oil and gas condensate fields of the russian federation | |
RU2768837C1 (en) | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate using turbo-expander units at outlet of low-temperature gas separation units of northern oil and gas condensate fields of the russian federation | |
RU2781231C1 (en) | Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit operating in the conditions of the north of the russian federation | |
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 | |
RU2782988C1 (en) | Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit operating in the conditions of the extreme north of the russian federation | |
RU2756965C1 (en) | Method for automatic maintenance of temperature mode of installation of low temperature gas separation by adiabatic expansion, air cooling devices and/or their combination | |
RU2783033C1 (en) | Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit with turbo-expander units in the extreme north of the russian federation | |
RU2783035C1 (en) | Method for automatic control of low-temperature gas separation unit with air cooling apparatus in the north of rf | |
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 | |
RU2743869C1 (en) | Method for automatic load distribution between low-temperature gas separation lines at gas treatment plants using air cooling units, oil and gas condensate fields of northern russia | |
RU2756966C1 (en) | Method for automatically maintaining the temperature regime of technological processes of low-temperature gas separation installation by turbo expanding unit in the conditions of north of russian federation | |
RU2783034C1 (en) | Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit with air cooling apparatus in the extreme north of the russian federation | |
CN111320993B (en) | Automatic coke cooling process method and control for coke tower |