RU2775929C1

RU2775929C1 - Method for automatic control of inhibitor supply for preventing hydrate or ice formation in systems for extraction, collection and preparation of gas and gas condensate fields

Info

Publication number: RU2775929C1
Application number: RU2021116075A
Authority: RU
Inventors: Сергей Петрович Дегтярёв; Алексей Леонидович Агеев; Михаил Михайлович Партилов; Дмитрий Александрович Яхонтов; Александр Александрович Дьяконов; Дмитрий Петрович Голяков; Юнус Саяхович Ахметшин; Герман Сергеевич Кудияров; Сергей Иванович Гункин; Олег Леонидович Деревянных; Дмитрий Борисович Иванов; Роман Андреевич Шурлов; Артем Михайлович Тимирбаев
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург"
Filing date: 2021-06-02
Publication date: 2022-07-12

Abstract

FIELD: gas industry.

SUBSTANCE: invention relates to the field of natural gas production, in particular, to automatic control of dosed supply of a hydrate or ice formation inhibitor. Method includes dosed supply of an inhibitor by points in the "borehole - collection system - gas treatment unit - prepared gas and/or gas condensate collector" system divided into process sites where hydrate or ice formation is possible, the beginning and/or end whereof are equipped with sensors for monitoring the pressure, temperature and consumption of gas and/or gas condensate. The automated process control system APCS polls, with a given discreteness, the sensors of pressure, temperature and consumption of gas at the beginning and/or end of the process sites, sensors of the concentration of the aqueous solution of the supplied inhibitor, records the obtained information in the database, then the APCS determines, by calculation, the values of the required consumptions of the aqueous solution of inhibitor by points of supply of the process sites using the information recorded in the database, mathematical models of the corresponding objects of extraction, collection and/or preparation, calculated dependences of the content of inhibitor and water in the phases of gas-liquid flows, and conditionally constant values of the amounts of liquid water, gas condensate supplied to a particular process site or formed along the course thereof, entered periodically into the database of the APCS, after which the APCS transmits the resulting consumption values as a setpoint to the corresponding proportional integral differentiating regulators sending a control signal to the inhibitor consumption regulator valves.

EFFECT: increase in the accuracy of determining the consumption of inhibitor in real time, overconsumption thereof is prevented, irretrievable losses are reduced, emergency situations are excluded.

4 cl

Description

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности, к обеспечению автоматического управления дозированной подачей ингибитора гидратообразования или льдообразования в точки впрыска перед защищаемыми технологическими участками процессов добычи, внутрипромыслового сбора и подготовки газа, газового конденсата.The invention relates to the field of natural gas production, in particular, to the provision of automatic control of the dosed supply of a hydrate or ice formation inhibitor to injection points before protected technological areas of production processes, in-field collection and treatment of gas, gas condensate.

Известен способ подачи ингибитора гидратообразования в газопроводы системы сбора газа газового промысла, обеспечивающий залповую аварийную подачу ингибитора гидратообразования в установленные участки трубопроводов в случае возникновения на них определенного перепада давления, возникшего в результате образования отложений гидратов (Патент РФ №2637245, МПК Е21В 37/06 (2006.01) F17D 3/12 (2006.01), опубл. 2017).There is a known method of supplying a hydrate formation inhibitor into gas pipelines of a gas field gas collection system, which provides a salvo emergency supply of a hydrate formation inhibitor to established sections of pipelines in the event of a certain pressure drop occurring on them resulting from the formation of hydrate deposits (RF Patent No. 2637245, IPC E21V 37/06 ( 2006.01) F17D 3/12 (2006.01), published 2017).

Существенным недостатком данного изобретения является ограниченность его фактического применения в качестве аварийной системы подачи метанола после перекрытия сечения трубопровода отложениями гидратов, что не исключает необходимость постоянной подачи ингибитора. Метанол допустимо переменно подавать только в случае периодического попадания термобарических условий в область гидратообразования в конкретном трубопроводе, т.е. метанол должен подаваться постоянно при нахождении параметров газожидкостного потока в области гидратообразования. Кроме того, не обеспечивается определение необходимого количества и концентрации подаваемого ингибитора в зависимости от термобарических параметров на защищаемом участке, расхода газа, воды и газового конденсата. В описании изобретения отмечено об оптимальности залповой подачи на участок, где уже образовалась гидратная пробка, но это не всегда будет обеспечивать экономную подачу ингибитора и предупреждение аварийных ситуаций. Промысловая практика показывает, что:A significant disadvantage of this invention is the limitation of its actual use as an emergency methanol supply system after the pipeline section is blocked by hydrate deposits, which does not exclude the need for a constant supply of inhibitor. Methanol can be supplied variably only in the case of periodic occurrence of thermobaric conditions in the area of hydrate formation in a particular pipeline, i.e. methanol must be supplied constantly when the parameters of the gas-liquid flow are in the region of hydrate formation. In addition, it is not possible to determine the required amount and concentration of the supplied inhibitor depending on the thermobaric parameters in the protected area, the flow rate of gas, water and gas condensate. In the description of the invention, it is noted that the burst supply to the area where the hydrate plug has already formed is optimal, but this will not always ensure the economical supply of the inhibitor and the prevention of emergencies. Field practice shows that:

- перепад давления может возникнуть не только в результате образования гидратной пробки, но и по ряду других причин (песчано-жидкостные пробки, технологические операции в ходе эксплуатации оборудования газового промысла), что приведет к необоснованной залповой подаче ингибитора. При низких давлениях внутрипромысловой транспортировки газа (меньше 1,0-2,0 МПа), как правило, образуется только лед при отрицательных температурах стенки трубопровода. Диагностирование образования ледяной пробки через изменение перепада давления на выбранном участке трубопровода затруднительна, так как данный параметр имеет низкую чувствительность к перекрытию проходного сечения при низких давлениях и расходах газа;- a pressure drop can occur not only as a result of the formation of a hydrate plug, but also for a number of other reasons (sand-liquid plugs, technological operations during the operation of gas field equipment), which will lead to unreasonable volley supply of inhibitor. At low pressures of infield gas transportation (less than 1.0-2.0 MPa), as a rule, only ice is formed at negative temperatures of the pipeline wall. Diagnosing the formation of an ice plug through a change in the pressure drop in a selected section of the pipeline is difficult, since this parameter has a low sensitivity to blocking the flow section at low pressures and gas flow rates;

- в случае нахождения термобарических параметров трубопровода сырого газа в области образования гидратов неизбежна постоянная подача ингибитора, так как в отсутствие подачи ингибитора гидраты будут однозначно образовываться - в данном случае при реализации указанного изобретения залповая подача будет осуществляться с достаточно высокой периодичностью. Как правило, при запуске газового промысла после длительного останова требуется заблаговременная подача метанола в трубопроводы систем сбора газа для создания необходимой концентрации ингибитора и дальнейшее поддержание концентрации на соответствующем уровне в ходе эксплуатации трубопроводов в соответствии с технологическим режимом (в том числе по причине выпадения и аккумулирования жидкости в трубопроводах в значительном количестве). В противном случае возникают аварийные ситуации в результате значительного перекрытия сечения трубопроводов гидратными (ледяными) отложениями с большой протяженностью, достигающей несколько сот метров, что приводит к остановке работы шлейфа, снижению добычи газа и привлечению специальной техники и персонала для устранения гидратной (ледяной) пробки;- in the case of finding the thermobaric parameters of the raw gas pipeline in the area of hydrate formation, a constant supply of inhibitor is inevitable, since in the absence of an inhibitor supply, hydrates will definitely form - in this case, when implementing this invention, volley supply will be carried out with a sufficiently high frequency. As a rule, when starting a gas field after a long shutdown, it is necessary to supply methanol in advance to the pipelines of gas collection systems to create the required inhibitor concentration and further maintain the concentration at the appropriate level during pipeline operation in accordance with the technological regime (including due to precipitation and accumulation of liquid in pipelines in significant quantities). Otherwise, emergencies arise as a result of a significant overlap of the pipeline section with hydrate (ice) deposits with a large extent, reaching several hundred meters, which leads to a shutdown of the pipeline, a decrease in gas production and the involvement of special equipment and personnel to eliminate the hydrate (ice) plug;

- не учет данным изобретением жидкости, выпадающей в газопроводах систем сбора, может приводить к тому, что подаваемый ингибитор будет разбавляться присутствующей в трубопроводе водой, поглощаться газовым конденсатом, что потребует дополнительной подачи в избыточном количестве;- if this invention does not take into account the liquid falling out in the gas pipelines of collection systems, it can lead to the fact that the supplied inhibitor will be diluted with the water present in the pipeline, absorbed by the gas condensate, which will require additional supply in excess;

- низкая скорость жидкой фазы газожидкостного потока в случае низкого расхода газового потока по трубопроводам систем сбора, наличие пониженных участков приводит к несвоевременному поступлению ингибитора к месту образования отложений гидратов. В ряде случаев период достижения конца трубопровода подаваемого в систему сбора метанола может достигать от нескольких суток до нескольких недель;- low velocity of the liquid phase of the gas-liquid flow in the case of low gas flow through the pipelines of collection systems, the presence of low areas leads to untimely flow of the inhibitor to the place of formation of hydrate deposits. In some cases, the period of reaching the end of the pipeline supplied to the methanol collection system can reach from several days to several weeks;

- подача ингибитора целенаправленно перед участком выпадения гидратов при определенных режимах течениях газа в трубопроводе, через дроссель (а не форсунку) может привести к недостаточному распределению ингибитора между газовой и жидкой фазами потока, что не обеспечит должной степени ликвидации гидратный пробки и приведет к перерасходу ингибитора;- the supply of the inhibitor purposefully before the area of hydrate precipitation under certain regimes of gas flows in the pipeline, through the throttle (and not the nozzle) can lead to insufficient distribution of the inhibitor between the gas and liquid phases of the flow, which will not ensure the proper degree of elimination of the hydrate plug and will lead to an overrun of the inhibitor;

- в случае ликвидации образований отложений льда в трубопроводах систем сбора газа (как правило в нижней части сечения) залповая подача ингибитора малоэффективна.- in case of liquidation of formations of ice deposits in the pipelines of gas collection systems (as a rule, in the lower part of the section), burst supply of the inhibitor is ineffective.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ, обеспечивающий автоматическую подачу ингибитора в реальном масштабе времени в трубопроводы системы сбора газа от эксплуатационных скважин в количестве, необходимом для предупреждения гидратообразования, с учетом его концентрации в регенерированном (исходном) водном растворе, автоматическое поддержание концентрации ингибитора в отработанном водном растворе, обеспечивающей заданное снижение температуры гидратообразования в каждом конкретном газопроводе. (Патент РФ №2687519, МПК Е21В 37/06 (2006.01), СПК Е21В 37/06 (2018.08) G05D 7/00 (2018.08), опубл. 2019).The closest in technical essence to the proposed solution is a method that provides automatic real-time supply of the inhibitor to the pipelines of the gas collection system from production wells in the amount necessary to prevent hydrate formation, taking into account its concentration in the regenerated (initial) aqueous solution, automatic maintenance of the concentration inhibitor in the spent aqueous solution, providing a given decrease in the temperature of hydrate formation in each specific gas pipeline. (Patent RF No. 2687519, IPC E21B 37/06 (2006.01), SPK E21B 37/06 (2018.08) G05D 7/00 (2018.08), publ. 2019).

Существенным недостатком данного способа является невозможность учета в расчетной концентрации отработанного водного раствора ингибитора после входных сепараторов установки подготовки газа воды, газового конденсата в газожидкостном потоке по трубопроводу системы сбора газа в отсутствие подачи ингибитора. Это приводит к большим погрешностям расчета концентрации ингибитора в отработанном водном растворе в случае, когда не на все трубопроводы системы сбора ведется подача ингибитора, особенно в переходные весенне-осенние периоды. Кроме того, по указанным выше причинам периодическая подача ингибитора в ходе процесса образования гидратов и перекрытия ими проходного сечения трубопроводов систем сбора газа (в случае их работы в режиме образования гидратов (льда)) недопустима, в большинстве случаев нерациональна и может эффективно использоваться только в качестве аварийной резервирующей системы в дополнение к основной системе постоянной подачи ингибитора. В рамках указанного способа учитывается информация о количестве выносимой со скважин жидкости по результатам гидродинамических и периодических промыслово-лабораторных исследованиях скважин. Полученные значения приближенны и обладают низкой точностью - в данном случае не учитывается фактический режим работы скважины и взаимовлияние на вынос жидкости работы скважин в одном кусте газовых скважин, других кустов газовых скважин, подключенных к общему газопроводу-коллектору. Даже в случае подачи метанола в определенный момент на все трубопроводы системы сбора, вводится поправка, учитывающая отличие расчетной концентрации отработанного водного раствора ингибитора после входных сепараторов от фактической. Указанное отличие возникает в случае залпового выноса воды, скопившейся в трубопроводах системы сбора, или наоборот, в отсутствии выноса жидкости. Предусмотренная способом поправка к расчету необходимого расхода ингибитора по каждому трубопроводу системы сбора в случае залпового поступления воды в целом по входным сепараторам некорректна, так как вынос жидкости может происходить по одному трубопроводу, а расход ингибитора увеличивается пропорционально по всем трубопроводам, подключенным к установке подготовки газа, что приводит к неоправданному перерасходу ингибитора гидратообразования и не достижению целей ингибирования.A significant disadvantage of this method is the impossibility of taking into account in the calculated concentration of the spent aqueous solution of the inhibitor after the inlet separators of the gas treatment plant, water, gas condensate in the gas-liquid flow through the pipeline of the gas collection system in the absence of inhibitor supply. This leads to large errors in the calculation of the concentration of the inhibitor in the spent aqueous solution in the case when not all pipelines of the collection system are supplied with the inhibitor, especially during the transitional spring-autumn periods. In addition, for the above reasons, the periodic supply of an inhibitor during the process of hydrate formation and blocking of the passage section of pipelines of gas collection systems (if they operate in the hydrate (ice) formation mode) is unacceptable, in most cases it is irrational and can be effectively used only as an emergency back-up system in addition to the main inhibitor supply system. Within the framework of this method, information is taken into account on the amount of liquid removed from wells based on the results of hydrodynamic and periodic field and laboratory studies of wells. The obtained values are approximate and have low accuracy - in this case, the actual well operation mode and the mutual influence on the removal of fluid from well operation in one gas well cluster, other gas well clusters connected to a common gas pipeline-collector are not taken into account. Even if methanol is supplied at a certain moment to all pipelines of the collection system, a correction is introduced that takes into account the difference between the calculated concentration of the spent aqueous inhibitor solution after the inlet separators and the actual one. This difference occurs in the case of a volley carryover of water accumulated in the pipelines of the collection system, or vice versa, in the absence of liquid carryover. The correction provided for by the method to the calculation of the required inhibitor flow rate for each pipeline of the collection system in the case of a burst of water in general through the inlet separators is incorrect, since liquid can be carried out through one pipeline, and the inhibitor consumption increases proportionally through all pipelines connected to the gas treatment plant, which leads to unjustified overconsumption of the inhibitor of hydrate formation and failure to achieve the goals of inhibition.

Задачей, на решение которой направлен заявляемый способ, является обеспечение автоматической дозированной подачи ингибитора льдо-, гидратообразования с определением достаточного количества по точкам впрыска перед защищаемыми технологическими участками добычи, систем сбора и подготовки газовых и газоконденсатных промыслов в реальном времени с одновременным исключением указанных недостатков.The task to be solved by the claimed method is to provide automatic metered supply of an inhibitor of ice and hydrate formation with the determination of a sufficient amount at the injection points in front of the protected technological production sites, systems for collecting and preparing gas and gas condensate fields in real time while eliminating these disadvantages.

Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является снижение общих безвозвратных потерь ингибитора, исключение аварийных ситуаций в результате перекрытия сечения трубопроводов отложениями гидратов и льда, приводящих к снижению объемов добычи газа и/или газового конденсата, дополнительному расходу ингибитора, необходимости продувки скважин и трубопроводов на факельную установку, привлечению персонала и специальной техники к устранению гидратных и ледяных пробок.The technical result achieved from the implementation of the invention is the reduction of the total irretrievable losses of the inhibitor, the elimination of emergency situations as a result of overlapping of the cross section of pipelines with deposits of hydrates and ice, leading to a decrease in gas and / or gas condensate production, additional consumption of the inhibitor, the need to purge wells and pipelines for flare plant, involvement of personnel and special equipment to eliminate hydrate and ice plugs.

Подача ингибитора предусматривает разделение указанной системы «скважина - система сбора - установка подготовки газа - коллектор подготовленного газа (газового конденсата)» на последовательно (параллельно) следующие технологические участки, на каждом из которых предусмотрены точки подачи ингибитора образования гидратов (льда). Каждая точка подачи оснащена клапаном - регулятором расхода (КРР).The supply of the inhibitor provides for the division of the specified system "well - collection system - gas treatment plant - collector of the prepared gas (gas condensate)" into successively (parallel) following technological sections, each of which is provided with points for supplying an inhibitor of the formation of hydrates (ice). Each delivery point is equipped with a flow control valve (CRC).

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что к АСУ ТП, реализованной на базе программно-технических средств, подключают:The specified task is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the following is connected to the automated process control system, implemented on the basis of software and hardware:

- датчики контроля давления, температуры и/или расхода газа (газового конденсата), которые устанавливают в начале и/или конце технологических участков;- pressure, temperature and/or gas (gas condensate) flow control sensors, which are installed at the beginning and/or end of technological sections;

- датчики контроля фактической концентрации подаваемых свежих водных растворов ингибитора;- sensors for monitoring the actual concentration of supplied fresh aqueous solutions of the inhibitor;

- КРР, которые устанавливают на ингибиторопроводах персонально по каждой точке подачи ингибитора.- KRR, which are installed on the inhibitor pipelines personally for each inhibitor supply point.

Показания указанных датчиков АСУ ТП опрашивает с заданной дискретностью, которая устанавливается в соответствии с инерционностью изменения параметров технологического процесса, влияющих на точность дозирования ингибитора, и записывает в свою базу данных. Указанные значения АСУ ТП использует как исходные данные для расчета необходимого количества ингибитора.The readings of these sensors are interrogated by the automated process control system with a given discreteness, which is set in accordance with the inertia of changes in the process parameters that affect the accuracy of dosing of the inhibitor, and writes to its database. These values are used by the APCS as initial data for calculating the required amount of inhibitor.

В АСУ ТП предусматривается защита от выхода значений исходных данных за границы настраиваемого диапазона в целях обеспечения корректности проводимых расчетов. Если значение входного параметра не входит в заданный оператором АСУ ТП диапазон (в том числе по причине потери связи с датчиком), для расчета необходимого количества ингибитора принимается последнее значение, которое входило в заданный диапазон, до возвращения значения параметра в пределы диапазона, либо расширения его границ. При выходе значения параметра за границы заданного диапазона срабатывает предупреждающая сигнализация, после которой оператор АСУ ТП предпринимает усилия, чтобы восстановить корректность работы датчика, направляющего в АСУ ТП значения исходных данных, либо актуализирует пределы настраиваемого диапазона определяемых датчиком значений.The APCS provides for protection against the output of the values of the initial data beyond the boundaries of the adjustable range in order to ensure the correctness of the calculations. If the value of the input parameter is not included in the range specified by the APCS operator (including due to loss of communication with the sensor), the last value that was included in the specified range is taken to calculate the required amount of inhibitor, until the parameter value returns to the range, or its expansion borders. When the parameter value goes beyond the specified range, a warning alarm is triggered, after which the APCS operator makes efforts to restore the correct operation of the sensor that sends the initial data values to the APCS, or updates the limits of the adjustable range of values determined by the sensor.

АСУ ТП производит расчет, используя представленные ниже расчетные зависимости, которые образуют 5 расчетных блоков.The automated process control system performs the calculation using the calculation dependencies presented below, which form 5 calculation blocks.

В зависимостях по формулам (1-6, 9, 12, 18-20, 23, 25-30) указаны индексы 1 и 2, где индекс 1 обозначает параметр в начале технологического участка, а индекс 2 обозначает параметр в его конце.In the dependencies according to the formulas (1-6, 9, 12, 18-20, 23, 25-30), indexes 1 and 2 are indicated, where index 1 indicates the parameter at the beginning of the technological section, and index 2 indicates the parameter at its end.

В случае ингибирования систем сбора газа началом технологического участка принимается точка технологического процесса, из которой газ или газовый конденсат поступает в трубопровод технологического участка, но на технологическом участке до указанной точки не предусмотрена подача метанола - призабойная зона пласта, забой скважины, устье скважины, манифольд скважины или начало газопровода-шлейфа на выходе сборного коллектора куста газовых скважин. Кроме того, точка начала технологического участка должна быть оснащена датчиками контроля давления, температуры и/или расхода газа. В случае призабойной зоны пласта и забоя скважины (при условии отсутствия датчиков, установленных на забое) принимается давление и температура в соответствии с технологическим режимом работы скважины.In the case of inhibition of gas gathering systems, the beginning of the process section is taken to be the point of the process from which gas or gas condensate enters the pipeline of the process section, but methanol supply is not provided in the process section to this point - the bottomhole formation zone, the bottom of the well, the wellhead, the well manifold or the beginning of a gas pipeline-loop at the outlet of the prefabricated collector of a cluster of gas wells. In addition, the start point of the process section must be equipped with pressure, temperature and/or gas flow sensors. In the case of the bottomhole formation zone and the bottomhole (provided there are no sensors installed at the bottomhole), the pressure and temperature are taken in accordance with the technological mode of the well.

В случае ингибирования систем подготовки газа началом технологического участка принимается точка технологического процесса, где водный раствор ингибитора был отделен от потока газа или газового конденсата (сепаратор, абсорбер или разделитель).In the case of inhibition of gas treatment systems, the beginning of the process section is taken to be the point in the process where the aqueous solution of the inhibitor was separated from the gas or gas condensate stream (separator, absorber or separator).

Концом технологического участка принимается точка технологического процесса, защищаемая от образования отложений гидратов или льда.The end of the technological section is the point of the technological process, which is protected from the formation of deposits of hydrates or ice.

В зависимостях по формулам (1, 2, 4-12, 14-23) представлены расчетные зависимости в случае применения в качестве ингибитора метанола, которые могут быть заменены на соответствующие формулы в случае использования иного ингибитора.The dependences according to formulas (1, 2, 4-12, 14-23) present the calculated dependences in the case of using methanol as an inhibitor, which can be replaced by the corresponding formulas in the case of using a different inhibitor.

В зависимостях по формулам (7, 8, 10, 11, 16, 21) индекс 1 обозначает параметр для воды в водометанольном растворе, а индекс 2 - параметр для метанола в водометанольном растворе.In the dependences according to formulas (7, 8, 10, 11, 16, 21), index 1 denotes the parameter for water in a water-methanol solution, and index 2 is a parameter for methanol in a water-methanol solution.

В зависимостях по формулам (31, 32) индекс 1 обозначает точку образования отработанного водного раствора ингибитора, находящегося в смеси с газом или газовым конденсатом. Индекс 2 обозначает точку, в которой происходит объединение потоков газа или газового конденсата в смеси с водными растворами ингибитора с разных технологических участков и выделение из данной смеси водного раствора ингибитора.In the dependences according to formulas (31, 32), index 1 denotes the point of formation of the spent aqueous solution of the inhibitor, which is mixed with gas or gas condensate. Index 2 denotes the point at which the gas or gas condensate flows mixed with aqueous solutions of the inhibitor from different technological sections are combined and the aqueous solution of the inhibitor is separated from this mixture.

Расчетный блок I. Определение необходимой концентрации ингибитора (водометанольного раствора (BMP)) для предупреждения гидратообразования. 1.1)Calculation block I. Determination of the required inhibitor concentration (water-methanol solution (BMP)) to prevent hydrate formation. 1.1)

Для определения температуры гидратообразования Т_г °С сеноманских газов Западной Сибири при температурах Т₂>0°С АСУ ТП применяется, к примеру, следующая зависимость [см., например, стр. 10, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:To determine the temperature of hydrate formation T _g ° C of Cenomanian gases of Western Siberia at temperatures T ₂ > 0 ° C, the process control system uses, for example, the following dependence [see, for example, p. 10, Method for calculating the consumption rates of chemicals for gas production enterprises of Gazprom ”, STO Gazprom 3.1-3-010-2008]:

где Р₂, Т₂ - давление и температура в точке 2, МПа, °С.where P ₂ , T ₂ - pressure and temperature at point 2, MPa, °C.

При температурах Т₂≤0°С применяется, к примеру, следующая зависимость, определенная по методике, представленной в [см., например, стр. 107-115, Истомин В.А., Квон В.Г. «Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа», Москва, ООО «ИРЦ Газпром», 2004], °С:At temperatures T ₂ ≤0°C, for example, the following dependence is used, determined by the method presented in [see, for example, pages 107-115, Istomin V.A., Kwon V.G. "Prevention and elimination of gas hydrates in gas production systems", Moscow, IRTs Gazprom LLC, 2004], °С:

В случае ингибирования газов иных компонентных составов оператором АСУ ТП в расчете по п. 1.1. применяются другие соответствующие зависимости.In the case of inhibition of gases of other component compositions by the APCS operator in the calculation according to clause 1.1. other relevant dependencies apply.

1.2) АСУ ТП определяет разность температуры гидратообразования и фактической температуры в конце ингибируемого технологического участка ΔT °С по формуле [см., например, стр. 9, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:1.2) The automated process control system determines the difference between the temperature of hydrate formation and the actual temperature at the end of the inhibited technological section ΔT °С according to the formula [see, for example, p. 010-2008]:

1.3) Необходимую концентрацию Х₂ метанола % масс. в BMP для предупреждения гидратообразования в случае газа сеноманской залежи АСУ ТП вычисляет, к примеру, из соотношения [см., например, стр. 10, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:1.3) Required concentration X ₂ methanol % wt. in BMP to prevent hydrate formation in the case of Cenomanian gas, the process control system calculates, for example, from the ratio [see, for example, p. 2008]:

Для газа валанжинской залежи применяется, к примеру, формула [см., например, стр. 10, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:For the gas of the Valanginian deposit, for example, the formula is used [see, for example, p. 10, Methodology for calculating the consumption rates of chemicals for gas production enterprises of OAO Gazprom, STO Gazprom 3.1-3-010-2008]:

В случае ингибирования газов иных компонентных составов оператором АСУ ТП в расчете по п. 1.3. применяются другие соответствующие зависимости.In the case of inhibition of gases of other component compositions by the APCS operator in the calculation according to clause 1.3. other relevant dependencies apply.

Расчетный блок II. Определение необходимой концентрации ингибитора (BMP) для предупреждения льдообразования.Settlement block II. Determination of the necessary inhibitor concentration (BMP) to prevent ice formation.

2.1) Для определения необходимой концентрации Х₂ BMP для предотвращения образования льда при Т₂<0°С АСУ ТП производит расчеты по формуле [см., например, стр. 28, Истомин В.А., Квон В.Г., Тройникова А.А., Нефедов П.А. «Особенности предупреждения льдо- и гидратообразования в системах сбора газа на поздней стадии эксплуатации сеноманских залежей месторождения Западной Сибири, Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 2016, №2, с. 25-30]:2.1) To determine the required concentration of X ₂ BMP to prevent the formation of ice at T ₂ <0 ° C, the automated process control system performs calculations according to the formula [see, for example, p. 28, Istomin V.A., Kwon V.G., Troynikova A .A., Nefedov P.A. “Features of preventing ice and hydrate formation in gas gathering systems at the late stage of exploitation of the Cenomanian deposits of the Western Siberia field,” Transport and storage of petroleum products and hydrocarbons, 2016, No. 2, p. 25-30]:

АСУ ТП производит расчеты по блокам I и II и получает соответственно два значения X₂. АСУ ТП выбирает большее из двух полученных значений Х₂, что будет однозначно обеспечивать предотвращение образования отложений как гидратов, так и льда. С использованием полученного значения X₂ АСУ ТП проводит расчет по блоку III.The automated process control system performs calculations for blocks I and II and receives, respectively, two values of X ₂ . The process control system selects the larger of the two X ₂ values obtained, which will unequivocally prevent the formation of deposits of both hydrates and ice. Using the obtained value X ₂ APCS performs the calculation for block III.

Расчетный блок III. Определение необходимого расхода раствора ингибитора (BMP) по точке.Settlement block III. Determining the required flow rate of the inhibitor solution (BMP) by point.

3.1) Влагосодержание газа W₂ кг/1000 нм³ при равновесии с BMP в точке 2 АСУ ТП определяет по формуле [см., например, стр. 10, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:3.1) The moisture content of gas W ₂ kg / 1000 nm ³ in equilibrium with BMP at point 2 is determined by the automated process control system using the formula [see, for example, p. 3-010-2008]:

где γ₁ - коэффициент активности воды в BMP, определяемый по формуле [см., например, стр. 12, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:where γ ₁ is the water activity coefficient in BMP, determined by the formula [see, for example, p. 12, Method for calculating the consumption rates of chemicals for gas production enterprises of OAO Gazprom, STO Gazprom 3.1-3-010-2008]:

lnγ_1∞ lnγ_2∞ - предельные коэффициенты активности воды и метанола в точке 2 определяются по формуле [см., например, стр. 12, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:lnγ _1∞ lnγ _2∞ - the limiting activity coefficients of water and methanol at point 2 are determined by the formula [see, for example, p. 2008]:

x₁ - молярная доля воды в BMP определяется по формуле [см., например, стр. 12, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:x ₁ - the molar fraction of water in BMP is determined by the formula [see, for example, p. 12, Methodology for calculating the consumption rates of chemicals for gas production enterprises of OAO Gazprom, STO Gazprom 3.1-3-010-2008]:

x₂ - молярная доля метанола в растворе рассчитывается через соотношение [см., например, стр. 12, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:x ₂ - the molar fraction of methanol in the solution is calculated through the ratio [see, for example, p. 12, Method for calculating the consumption rates of chemicals for gas production enterprises of OAO Gazprom, STO Gazprom 3.1-3-010-2008]:

W₀ - влагосодержание газа при равновесии с чистой водой определяется по формуле, кг/1000 нм³ [см., например, стр. 13, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:W ₀ - the moisture content of gas in equilibrium with pure water is determined by the formula, kg / 1000 nm ³ [see, for example, p. 2008]:

где z_см2 - коэффициент сжимаемости газовой смеси, который определяется в зависимости от компонентного состава природного газа. К примеру, определяются по методикам, указанным в [стр. 89-93, Алиев З.С., Бондаренко В.В. «Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений», Москва, Печорское время, 2002]. Для газа сеноманской залежи применяется следующая формула [см., например, стр. 90, Алиев З.С., Бондаренко В.В. «Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений», Москва, Печорское время, 2002]:where z _cm2 is the compressibility factor of the gas mixture, which is determined depending on the component composition of natural gas. For example, they are determined by the methods specified in [p. 89-93, Aliev Z.S., Bondarenko V.V. "Guidelines for the design of the development of gas and gas-oil fields", Moscow, Pechora time, 2002]. The following formula is used for the gas of the Cenomanian reservoir [see, for example, p. 90, Aliev Z.S., Bondarenko V.V. "Guidelines for the design of the development of gas and gas-oil fields", Moscow, Pechora time, 2002]:

R - универсальная газовая постоянная, R=8,31441 Дж/(моль⋅К);R is the universal gas constant, R=8.31441 J/(mol⋅K);

α_см2 и β_см2 - коэффициенты, определяемые по следующим формулам [см., например, стр. 14, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:α _cm2 and β _cm2 are coefficients determined by the following formulas [see, for example, p. 14, Methodology for calculating chemical reagent consumption rates for gas production enterprises of OAO Gazprom, STO Gazprom 3.1-3-010-2008]:

α_i и β_i - эмпирические коэффициенты для i-го компонента газовой смеси, определяемые по зависимостям, указанным в [стр. 14, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008];α _i and β _i - empirical coefficients for the i-th component of the gas mixture, determined by the dependencies specified in [p. 14, Methodology for calculating the consumption rates of chemicals for gas production enterprises of OAO Gazprom, STO Gazprom 3.1-3-010-2008];

γ_i - мольная доля i-го компонента газовой смеси.γ _i - mole fraction of the i-th component of the gas mixture.

3.2) Содержание метанола в природном газе Q₂ кг/1000 нм³, равновесного с водными растворами метанола, определяется АСУ ТП по формуле [см., например, стр. 15, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:3.2) The content of methanol in natural gas Q ₂ kg / 1000 nm ³ , which is in equilibrium with aqueous solutions of methanol, is determined by the automated process control system according to the formula [see, for example, p. Gazprom 3.1-3-010-2008]:

где Q_o - метанолосодержание при равновесии с чистым метанолом, определяется по формуле, кг/1000 нм³ [см., например, стр. 15, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:where Q _o - methanol content in equilibrium with pure methanol, is determined by the formula, kg / 1000 nm ³ [see, for example, p. 15, Method for calculating the consumption rates of chemicals for gas production enterprises of OAO Gazprom, STO Gazprom 3.1-3-010 -2008]:

у - молярная доля метанола в газовой фазе, вычисляется по формуле [см., например, стр. 15, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:y is the molar fraction of methanol in the gas phase, calculated by the formula [see, for example, p. 15, Methodology for calculating the consumption rates of chemicals for gas production enterprises of OAO Gazprom, STO Gazprom 3.1-3-010-2008]:

p_s - давление насыщенных паров метанола определяется по формуле, МПа [см., например, стр. 16, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:p _s - methanol saturated vapor pressure is determined by the formula, MPa [see, for example, p. 16, Method for calculating the consumption rates of chemicals for gas production enterprises of OAO Gazprom, STO Gazprom 3.1-3-010-2008]:

β - эмпирический параметр определяется по формуле, см³ [см., например, стр. 16, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:β - empirical parameter is determined by the formula, cm ³ [see, for example, p. 16, Method for calculating the consumption rates of chemicals for gas production enterprises of OAO Gazprom, STO Gazprom 3.1-3-010-2008]:

V_ж - молярный объем метанола, V_ж=38,07 см³/моль.V _W - molar volume of methanol, V _W = 38.07 cm ³ /mol.

γ₂ - коэффициент активности метанола в BMP по формуле [см., например, стр. 12, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:γ ₂ - methanol activity coefficient in BMP according to the formula [see, for example, p. 12, Method for calculating the consumption rates of chemicals for gas production enterprises of OAO Gazprom, STO Gazprom 3.1-3-010-2008]:

3.3) Удельное содержание метанола в газовом конденсате q₂ кг/1000 нм³ АСУ ТП определяет по формуле [см., например, стр. 16, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:3.3) The specific content of methanol in gas condensate q ₂ kg/1000 nm ³ APCS is determined by the formula [see, for example, p. -2008]:

где r - растворимость метанола в конденсате определяется по формуле [см., например, стр. 16, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008], % масс.where r is the solubility of methanol in the condensate is determined by the formula [see, for example, p. 16, Methodology for calculating the consumption rates of chemicals for gas production enterprises of OAO Gazprom, STO Gazprom 3.1-3-010-2008], % wt.

где M_cond - средняя молекулярная масса газового конденсата, г/моль. Устанавливается по результатам химических анализов;where M _cond is the average molecular weight of the gas condensate, g/mol. It is established according to the results of chemical analyzes;

G_k - количество газового конденсата в конце технологического участка, кг/1000 нм³;G _k - the amount of gas condensate at the end of the technological section, kg/1000 nm ³ ;

где G_k1 - количество газового конденсата, поступающего на технологический участок, кг/1000 нм³;where G _k1 - the amount of gas condensate entering the process area, kg/1000 nm ³ ;

G_k2 - количество газового конденсата, образующегося на технологическом участке, кг/1000 нм³.G _k2 - the amount of gas condensate formed in the process area, kg/1000 nm ³ .

В случае ингибирования газопроводов и аппаратов системы подготовки газа и газового конденсата газоконденсатного промысла: по причине наличия ступеней сепарации газожидкостного потока G_k1=0 и G_k=G_k2. Количество газового конденсата G_k2, образующегося на технологическом участке, определяется АСУ ТП по следующей зависимости:In the case of inhibition of gas pipelines and devices of the gas and gas condensate treatment system of the gas condensate field: due to the presence of gas-liquid flow separation stages G _k1 =0 and G _k =G _k2 . The amount of gas condensate G _k2 formed in the technological section is determined by the automated process control system according to the following dependence:

где ρ_н2 - плотность газа при стандартных условиях в конце технологического участка, кг/м³. Данное значение является условно-постоянным параметром, зависит от давления и температуры в точке, расчетная зависимость для его определения вычисляются оператором АСУ ТП по результатам моделирования фазовых превращений пластовой смеси в специализированных программных комплексах и периодически вводится в базу данных. Стандартные условия определения значения плотности обусловлены определением расхода газа при данных условиях;where ρ _n2 - gas density under standard conditions at the end of the technological section, kg / m ³ . This value is a conditionally constant parameter, it depends on the pressure and temperature at the point, the calculated dependence for its determination is calculated by the APCS operator based on the results of modeling the phase transformations of the reservoir mixture in specialized software systems and is periodically entered into the database. The standard conditions for determining the density value are determined by the determination of the gas flow rate under these conditions;

m₁(P₁; T₁), m₂(Р₂; Т₂) - содержание газового конденсата пластовой смеси в жидкой фазе при термобарических параметрах после предыдущей ступени сепарации (точка 1) и в конце технологического участка (точка 2), доля масс. Данные значения являются условно-постоянными параметрами, зависят от давления и температуры в точке, расчетная зависимость для его определения вычисляется оператором АСУ ТП по результатам моделирования фазовых превращений пластовой смеси в специализированных программных комплексах и периодически вводится в базу данных;m ₁ (P ₁ ; T ₁ ), m ₂ (P ₂ ; T ₂ ) - the content of gas condensate of the formation mixture in the liquid phase at thermobaric parameters after the previous separation stage (point 1) and at the end of the technological section (point 2), share wt. These values are conditionally constant parameters, depend on the pressure and temperature at the point, the calculated dependence for its determination is calculated by the APCS operator based on the results of modeling the phase transformations of the reservoir mixture in specialized software systems and is periodically entered into the database;

Q₁, Q₂ - расход газа в начале и конце технологического участка, тыс. м³/ч.Q ₁ , Q ₂ - gas consumption at the beginning and end of the technological section, thousand m ³ / h.

В случае ингибирования газожидкостных потоков системы сбора газа газоконденсатного промысла при внедрении расчета в АСУ ТП принимается G_k=G_k2. Значение G_k является условно-постоянным параметром, периодически вводится в базу данных АСУ ТП, определяется оператором АСУ ТП в соответствии с п. 5.3 расчета и используется для определения G_k1 по формуле (24). Определенное количество газового конденсата G_k1, поступающего в газопровод системы сбора, является условно-постоянным параметром, периодически вводится в базу данных АСУ ТП и используется АСУ ТП в определении G_k по формулам (24, 25).In the case of inhibition of gas-liquid flows of the gas collection system of the gas condensate field, when implementing the calculation in the process control system, G _k =G _k2 is taken. The value of G _k is a conditionally constant parameter, periodically entered into the APCS database, determined by the APCS operator in accordance with paragraph 5.3 of the calculation and used to determine G _k1 by formula (24). A certain amount of gas condensate G _k1 entering the gas pipeline of the collection system is a conditionally constant parameter, periodically entered into the APCS database and used by the APCS in determining G _k by formulas (24, 25).

Зависимость по формуле (25) подходит для определения количества газового конденсата, образующегося на технологическом участке и сепарируемого в конце технологического участка, в случае изменения давления и температуры в ходе процессов подготовки газа. При массообменных процессах, к примеру низкотемпературной абсорбции, количество образующегося конденсата оператор АСУ ТП определяет как разность количества конденсата после массообменного процесса, замеренного соответствующим расходомером и количества образующегося конденсата на участке до массообменного процесса.The dependence according to formula (25) is suitable for determining the amount of gas condensate formed in the process section and separated at the end of the process section, in case of pressure and temperature changes during gas treatment processes. In mass transfer processes, for example, low-temperature absorption, the APCS operator determines the amount of condensate formed as the difference between the amount of condensate after the mass transfer process, measured by an appropriate flow meter, and the amount of condensate formed in the area before the mass transfer process.

3.4) Объем необходимого расхода ингибитора по точке подачи G_инг кг/1000 нм³ АСУ ТП определяет по формуле, [см., например, стр. 8, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]:3.4) The volume of the required inhibitor flow rate at the injection point G _ing kg/1000 nm ³ APCS is determined by the formula, [see, for example, p. -010-2008]:

K - коэффициент запаса, который вводится в случае явной недостаточности расчетного значения расхода ингибитора для предупреждения гидратообразования, в том числе до актуализации расчетных зависимостей и определения G₁, G_k оператором АСУ ТП в соответствии с расчетным блоком V;K - safety factor, which is introduced in case of apparent insufficiency of the calculated inhibitor flow rate to prevent hydrate formation, including before the calculated dependencies are updated and G ₁ , G _k are determined by the APCS operator in accordance with the calculation block V;

G₁, X₁ - удельное количество (кг/1000 нм³) и концентрация (% масс.) раствора ингибитора или жидкой воды, поступающего в начало технологического участка;G ₁ , X ₁ - specific amount (kg/1000 nm ³ ) and concentration (% wt.) of the inhibitor solution or liquid water entering the beginning of the technological section;

Х_инг - концентрация ингибитора, подаваемого в точку 1, % масс. _Xing - the concentration of the inhibitor supplied to point 1, wt.%.

Если на предыдущий технологический участок не подается ингибитор:If no inhibitor is supplied to the previous technological section:

- X₁=0;- X ₁ =0;

- G₁=0 если с предыдущего технологического участка не поступает жидкой воды; если поступает (в случае газопроводов системы сбора), то параметр G₁ соответствует количеству поступающей жидкой воды на технологический участок, является условно-постоянным параметром, периодически вводится в базу данных АСУ ТП и определяется оператором АСУ ТП в соответствии с п. 5.2 расчета;- G ₁ =0 if liquid water does not flow from the previous technological section; if it enters (in the case of gas pipelines of the gathering system), then the parameter G ₁ corresponds to the amount of incoming liquid water to the technological section, is a conditionally constant parameter, is periodically entered into the APCS database and is determined by the APCS operator in accordance with clause 5.2 of the calculation;

- W₁ определяется АСУ ТП как W₂ по формуле (7) только для предыдущего технологического участка;- W ₁ is determined by the APCS as W ₂ according to the formula (7) only for the previous technological section;

- Q₁=0;- Q ₁ =0;

- q₁=0.- q ₁ =0.

Если на предыдущий технологический участок подается ингибитор:If an inhibitor is supplied to the previous technological section:

- X₁ определяется АСУ ТП как Х₂ по расчетным блокам I и II для предыдущего технологического участка;- X ₁ is determined by the automated process control system as X ₂ according to the calculation blocks I and II for the previous technological section;

- G₁ определяется АСУ ТП как G_инг по формуле (26) для предыдущего технологического участка.- G ₁ is determined by the automated process control system as G _ing according to the formula (26) for the previous technological section.

- Q₁ определяется АСУ ТП как Q₂ по формуле (16) только для предыдущего технологического участка;- Q ₁ is determined by the APCS as Q ₂ according to the formula (16) only for the previous technological section;

- q₁ определяется АСУ ТП как q₂ по формуле (22) только для предыдущего технологического участка.- q ₁ is determined by the automated process control system as q ₂ according to the formula (22) only for the previous technological section.

3.5) АСУ ТП выдает значения необходимого количества ингибитора G_{ингмасс} кг/ч как уставки ПИД-регуляторам, которые направляют управляющий сигнал соответствующим КРР в точках его подачи, рассчитанные по следующей формуле:3.5) The automated process control system outputs the values of the required amount of inhibitor G _inmass kg/h as setpoints to PID controllers, which send a control signal to the corresponding CRR at the points of its supply, calculated by the following formula:

где Q₂ - расход газа в конце технологического участка, 1000 нм³/ч.where Q ₂ - gas flow at the end of the technological section, 1000 nm ³ /h.

В случае ингибирования «сухих» газов, при условии замера расхода газа в начале технологического участка Q₂=Q₁. В случае ингибирования «жирного» газа с содержанием тяжелых компонентов АСУ ТП определяет Q₂ через соотношение:In the case of inhibition of "dry" gases, provided that the gas flow rate is measured at the beginning of the process section Q ₂ =Q ₁ . In the case of inhibition of "wet" gas containing heavy components, the process control system determines Q ₂ through the ratio:

где Q₁ - расход газа в начале технологического участка, 1000 нм³/ч.where Q ₁ - gas flow at the beginning of the technological section, 1000 nm ³ /h.

Определяемые значения G_{ингмасс} проверяются АСУ ТП на превышение максимального значения, устанавливаемого оператором АСУ ТП, а также на бесконечность и неопределенность. Если значение G_{ингмасс} не входит в заданный оператором АСУ ТП диапазон (в том числе по причине потери связи с ПИД-регулятором), для расчета необходимого количества ингибитора принимается последнее значение, которое входило в заданный диапазон, до возвращения значения параметра в пределы диапазона. При выходе значения G_{ингмасс} за границы заданного диапазона срабатывает предупреждающая сигнализация, после которой оператор АСУ ТП предпринимает усилия, чтобы восстановить корректность работы ПИД-регулятора, направляющего управляющие сигналы на КРР подачи ингибитора.The determined values of G _inmass are checked by the APCS for exceeding the maximum value set by the APCS operator, as well as for infinity and uncertainty. If the value of _Gingmass is not within the range specified by the APCS operator (including due to loss of communication with the PID controller), the last value that was within the specified range is taken to calculate the required amount of inhibitor, before the parameter value returns to the range. When the value of _{Gingmass goes} beyond the specified range, a warning alarm is triggered, after which the APCS operator makes efforts to restore the correct operation of the PID controller that sends control signals to the inhibitor supply CRR.

После проведения расчетов по блоку III АСУ ТП ведет расчеты по блоку IV.After the calculations for block III, the APCS conducts calculations for block IV.

Расчетный блок IV. Определение фактического расхода и концентрации раствора ингибитора по технологическому участку.Settlement block IV. Determination of the actual consumption and concentration of the inhibitor solution in the process area.

4.1) Фактическую концентрацию отработанного раствора ингибитора Х₂ % масс. по технологическому участку АСУ ТП определяет по формуле:4.1) The actual concentration of the spent inhibitor solution X ₂ % wt. according to the technological section, the automated process control system is determined by the formula:

где 1≤i≤n - номер точки подачи ингибитора, a n - общее количество точек подачи ингибитора.where 1≤i≤n is the number of the inhibitor supply point, and n is the total number of inhibitor supply points.

Параметры G₁, X₁, Q, W, q определяются по пунктам 3.1-3.4 расчета. Так как параметры Q, W, q зависят от определяемого значения Х_ф2, АСУ ТП применяет подбор значений с помощью метода итераций. Если при текущих значениях, собранных АСУ ТП с соответствующих датчиков и переданных в базу данных, определение параметров невозможно, дальнейший расчет не выполняется, все значения параметров сохраняются с предыдущего этапа, вплоть до осуществления подбора определяемых значений методом итераций после восстановления правильности значений, собираемых АСУ ТП с соответствующих датчиков.Parameters G ₁ , X ₁ , Q, W, q are determined according to paragraphs 3.1-3.4 of the calculation. Since the parameters Q, W, q depend on the determined value X _f2 , the APCS applies the selection of values using the iteration method. If, with the current values collected by the APCS from the corresponding sensors and transferred to the database, it is impossible to determine the parameters, then further calculation is not performed, all parameter values are saved from the previous stage, until the selection of the determined values by the iteration method after restoring the correctness of the values collected by the APCS from the respective sensors.

В случае подачи ингибитора на технологический участок Х_ф2=Х₂, которое определяется по расчетным блокам I и II.In the case of an inhibitor supply to the technological section, Х _f2 =Х ₂ , which is determined by the calculation blocks I and II.

4.2) Фактическое количество отработанного раствора ингибитора G_ф2 кг/ч АСУ ТП определяет по формуле:4.2) The actual amount of the spent inhibitor solution G _f2 kg/h is determined by the APCS according to the formula:

где Q - расход газа в конце технологического участка, 1000 нм³/ч.where Q is the gas flow rate at the end of the technological section, 1000 nm ³ /h.

4.3) В случае получения отработанного метанола после массообменного процесса «отдувки» метанола газом в соответствующем аппарате установки подготовки газа данный процесс предварительно рассчитывается оператором АСУ ТП в специализированных программных комплексах. Полученные значения содержания метанола и воды в газе, количества и концентрации отработанного BMP после процесса «отдувки» при рабочих значениях параметров вносятся в базу данных АСУ ТП и используются расчетом по настоящему способу.4.3) In the case of obtaining spent methanol after the mass-exchange process of "stripping" methanol with gas in the corresponding apparatus of the gas treatment plant, this process is preliminarily calculated by the operator of the process control system in specialized software systems. The obtained values of the content of methanol and water in the gas, the amount and concentration of the spent BMP after the process of "stripping" at the operating values of the parameters are entered into the APCS database and used by the calculation according to the present method.

4.4) Количество раствора ингибитора G кг/ч, образовавшегося путем объединения потоков отработанных растворов ингибитора, определяется АСУ ТП по формуле:4.4) The amount of inhibitor solution G kg/h, formed by combining the flows of spent inhibitor solutions, is determined by the APCS according to the formula:

где 1≤j≤m - номер потока отработанного раствора ингибитора, a m - общее количество потоков отработанных растворов ингибитора.where 1≤j≤m is the number of the spent inhibitor solution flow, and m is the total number of flows of the spent inhibitor solutions.

4.5) Концентрация Х% масс. раствора ингибитора после объединения потоков отработанных растворов ингибитора определяется АСУ ТП по формуле:4.5) Concentration X% wt. inhibitor solution after combining the flows of spent inhibitor solutions is determined by the APCS according to the formula:

4.6) Полученные значения количества G и концентрации X общего потока отработанного раствора ингибитора используются АСУ ТП в расчете в зависимости от того в какую точку технологического процесса он поступает (к примеру, в случае рециркуляции отработанного BMP при подаче его в технологические участки системы сбора и подготовки). При этом данные параметры принимаются АСУ ТП как значения G₁, X₁ в случае подачи ингибитора по технологическому участку и вносятся в расчетную зависимость по формуле (26). В случае отсутствия подачи ингибитора по технологическому участку они принимаются АСУ ТП как значения G_ингi, X_ингi и вносятся в расчетные зависимости по формулам (29, 30).4.6) The obtained values of the amount G and concentration X of the total flow of the spent inhibitor solution are used by the automated process control system in the calculation, depending on which point of the technological process it enters (for example, in the case of recirculation of the spent BMP when it is supplied to the technological sections of the collection and preparation system) . In this case, these parameters are accepted by the automated process control system as the values of G ₁ , X ₁ in the case of an inhibitor supply through the technological section and are entered into the calculated dependence according to formula (26). In the absence of an inhibitor supply through the technological section, they are accepted by the automated process control system as the values of G _ingi , X _ingi and are included in the calculated dependences according to formulas (29, 30).

После проведения АСУ ТП расчетов по блоку IV оператор АСУ ТП ведет расчеты по блоку V.After the APCS calculations for block IV, the APCS operator conducts calculations for block V.

Расчетный блок V. Приведение в соответствие расчетных зависимостей содержания воды и ингибитора в газе, ингибитора в газовом конденсате.Calculation block V. Bringing into conformity the calculated dependences of water content and inhibitor in gas, inhibitor in gas condensate.

Определение поступающего на технологический участок жидкой воды и газового конденсата.Determination of liquid water and gas condensate entering the technological section.

5.1) Расчетные зависимости влагосодержания газа W (п. 3.1 расчета), содержания метанола в газе Q (п. 3.2 расчета), растворимости метанола в газовом конденсате r (п. 3.3 расчета) при равновесии с раствором ингибитора (BMP) являются стандартизированными для природных газов любых составов.5.1) Calculated dependences of gas moisture content W (calculation item 3.1), methanol content in gas Q (calculation item 3.2), methanol solubility in gas condensate r (calculation item 3.3) at equilibrium with an inhibitor solution (BMP) are standardized for natural gases of any composition.

В открытых источниках отсутствуют универсальные расчетные зависимости, обеспечивающие точное определение количества метанола, фактически растворенного в газовом конденсате. Кроме того, составы газового конденсата меняются в течение разработки месторождений. Также на характер растворимости метанола в конденсате влияет температура, возможно образование стойких эмульсий, что требует определения растворимости на разных температурных уровнях.In open sources, there are no universal calculated dependencies that provide an accurate determination of the amount of methanol actually dissolved in gas condensate. In addition, gas condensate compositions change during field development. Also, the nature of the solubility of methanol in the condensate is affected by temperature, the formation of stable emulsions is possible, which requires the determination of solubility at different temperature levels.

Влагосодержание и содержание ингибитора (метанола) в газе, содержание ингибитора (метанола) в газовом конденсате, определенные АСУ ТП в соответствии с расчетными блоками I-IV, могут значительно отличаться от фактических значений. Это проверяется оператором АСУ ТП после подачи метанола по точкам технологического процесса, выполненной АСУ ТП в соответствии с п. 3.5 расчета, путем отбора из исследуемых потоков и анализа проб газа, газового конденсата и/или водного раствора ингибитора на содержание воды и метанола. Если полученные значения количества воды и метанола не равны полученным по расчетным блокам I-IV значениям, то требуется приведение расчетных зависимостей в соответствие фактическому распределению веществ по фазам, которое выполняется оператором АСУ ТП и заключается в следующем:Moisture content and content of the inhibitor (methanol) in the gas, the content of the inhibitor (methanol) in the gas condensate, determined by the process control system in accordance with the calculation blocks I-IV, may differ significantly from the actual values. This is verified by the APCS operator after methanol is supplied to the points of the technological process, performed by the APCS in accordance with paragraph 3.5 of the calculation, by taking gas, gas condensate and / or an aqueous solution of an inhibitor from the investigated flows and analyzing samples of water and methanol. If the obtained values of the amount of water and methanol are not equal to the values obtained for the calculation blocks I-IV, then it is required to bring the calculated dependencies in line with the actual distribution of substances by phases, which is performed by the APCS operator and is as follows:

Технологический участок выводится на установившийся технологический режим работы, предполагающий поддержание параметров технологического процесса на фиксированных значениях. Далее оператор АСУ ТП проводит последовательную подачу ингибитора с несколькими наборами значений фиксированного расхода ингибитора по точкам подачи, которые должны обеспечивать весь рабочий диапазон концентраций отработанного водного раствора ингибитора, наблюдаемый при нормальной эксплуатации оборудования. Учитывая инерционность технологических процессов, выдерживает время на каждом наборе фиксированных значений расхода ингибитора до стабилизации количества воды и ингибитора в газовой фазе, ингибитора в газовом конденсате, после чего проводит отбор проб газа (газового конденсата), водного раствора ингибитора для определения фактического содержания ингибитора в потоках соответствующих технологических участков. При необходимости факт стабилизации количества веществ в фазах проверяет через периодический отбор проб. Оператор АСУ ТП замеряет значения давлений, температур, расходов, концентраций в точках технологического процесса в момент отбора проб. На основе полученных замеренных значений и количеств подаваемого ингибитора по точкам создает расчетные модели материального баланса ингибитора исследуемого процесса по количеству наборов фиксированных значений расходов ингибитора. Данные расчетные модели являются копией реализованных на ингибируемом объекте расчетных блоков I-IV. После расчетные зависимости оператор АСУ ТП изменяет математическими методами построения функциональных зависимостей с использованием значений фактического содержания ингибитора и/или воды (к примеру, принцип эквидистантности, апроксимация, экстраполяция) так, чтобы полученные по расчетным моделям значения содержания воды и ингибитора в газовой фазе, ингибитора в газовом конденсате были равны результатам анализов отобранных проб.The technological section is brought to the established technological mode of operation, which involves maintaining the parameters of the technological process at fixed values. Next, the APCS operator performs a sequential supply of the inhibitor with several sets of fixed inhibitor flow rates at the supply points, which should provide the entire operating range of concentrations of the spent inhibitor aqueous solution observed during normal operation of the equipment. Taking into account the inertia of technological processes, it takes time at each set of fixed inhibitor flow rates until the amount of water and inhibitor in the gas phase, inhibitor in gas condensate stabilizes, after which it takes samples of gas (gas condensate), an aqueous solution of the inhibitor to determine the actual inhibitor content in the streams relevant technological areas. If necessary, the fact of stabilization of the amount of substances in the phases is checked through periodic sampling. The APCS operator measures the values of pressures, temperatures, flow rates, concentrations at the points of the technological process at the time of sampling. Based on the measured values obtained and the quantities of the supplied inhibitor by points, it creates calculation models of the material balance of the inhibitor of the process under study by the number of sets of fixed values of the inhibitor flow rates. These calculation models are a copy of the calculation blocks I-IV implemented on the inhibited object. After the calculated dependencies, the APCS operator changes the mathematical methods for constructing functional dependencies using the values of the actual content of the inhibitor and / or water (for example, the principle of equidistance, approximation, extrapolation) so that the values of the content of water and inhibitor in the gas phase, inhibitor in gas condensate were equal to the results of analyzes of the selected samples.

В случае ингибирования «сухих» газов представленные п. 5.1 мероприятия оператор АСУ ТП проводит совместно с п. 5.2 расчета. В случае ингибирования «жирных» газов представленные п. 5.1 мероприятия проводятся на технологических участках системы подготовки газа и газового конденсата до п. 5.3 расчета.In the case of inhibition of "dry" gases, the measures presented in paragraph 5.1 are carried out by the operator of the process control system together with paragraph 5.2 of the calculation. In the case of inhibition of "fat" gases, the measures presented in clause 5.1 are carried out at the technological sections of the gas and gas condensate treatment system until clause 5.3 of the calculation.

5.2) Количество поступающей на технологический участок жидкой воды G₁ определяется оператором АСУ ТП следующим образом. Производится вывод целевого технологического участка на установившийся технологический режим работы с подачей ингибитора с фиксированными значениями расхода. В случае необходимости определения количества ингибитора или воды в газовой фазе и дальнейшей актуализации расчетных зависимостей содержания ингибитора или воды в газовой фазе производится подача ингибитора с двумя фиксированными значениями расхода. Если необходима актуализация расчетных зависимостей как для ингибитора в газовой фазе, так и воды, то производится подача ингибитора с тремя фиксированными значениями расхода. Далее оператор АСУ ТП отбирает пробы водного раствора ингибитора на каждом из фиксированных значений расхода ингибитора. Проводит анализ данных проб с определением фактических значений содержания ингибитора в водном растворе Х₂. Значение количества жидкой воды G₁, поступающей на технологический участок, и количества ингибитора в газе Q₂ или количества воды в газе W₂ являются корнями системы из двух линейных алгебраических уравнений, составленных с использованием формулы (26), входящих в данную формулу расчетных зависимостей по пунктам 3.1-3.3 расчета и определенных по анализам проб значений содержания ингибитора в водном растворе Х₂. Принимается, что Q₁ равно нулю, так как метанол первоначально не поступает в газопровод, и q₁, q₂ равны нулю по причине отсутствия в составе потока газового конденсата. В случае необходимости одновременного определения фактических значений Q₂ и W₂ составляется три линейных алгебраических уравнения.5.2) The amount of liquid water G ₁ entering the technological section is determined by the APCS operator as follows. The target technological section is brought to the steady technological mode of operation with the supply of an inhibitor with fixed flow rates. If it is necessary to determine the amount of inhibitor or water in the gas phase and further update the calculated dependences of the content of inhibitor or water in the gas phase, the inhibitor is supplied with two fixed flow rates. If it is necessary to update the calculated dependences for both the inhibitor in the gas phase and water, then the inhibitor is supplied with three fixed flow rates. Next, the APCS operator takes samples of the aqueous solution of the inhibitor at each of the fixed inhibitor flow rates. Conducts analysis of these samples with the determination of the actual values of the content of the inhibitor in an aqueous solution of X ₂ . The value of the amount of liquid water G ₁ entering the technological section, and the amount of inhibitor in the gas Q ₂ or the amount of water in the gas W ₂ are the roots of the system of two linear algebraic equations compiled using formula (26) included in this formula for the calculated dependences on paragraphs 3.1-3.3 of the calculation and determined from the analysis of samples of the values of the content of the inhibitor in an aqueous solution of X ₂ . It is assumed that Q ₁ is equal to zero, since methanol initially does not enter the gas pipeline, and q ₁ , q ₂ are equal to zero due to the absence of gas condensate in the flow. If it is necessary to simultaneously determine the actual values of Q ₂ and W ₂ , three linear algebraic equations are compiled.

В итоге через отбор проб при двух разных расходах свежего метанола в начало газопровода мы определяем количество поступающей жидкой воды и одновременно актуализируем расчетную зависимость для определения содержания метанола и/или воды в газовой фазе. При этом отсутствует необходимость в отборе пробы газовой фазы на содержание метанола и воды.As a result, through sampling at two different flow rates of fresh methanol to the beginning of the gas pipeline, we determine the amount of incoming liquid water and simultaneously update the calculated dependence to determine the content of methanol and/or water in the gas phase. In this case, there is no need to take a sample of the gas phase for the content of methanol and water.

5.3) В случае ингибирования системы сбора газоконденсатного промысла количество газового конденсата в конце газопровода системы сбора G_k определяется оператором АСУ ТП следующим образом.5.3) In case of inhibition of the gas condensate field collection system, the amount of gas condensate at the end of the gas pipeline of the collection system G _k is determined by the APCS operator as follows.

Производится вывод газопровода системы сбора технологического участка на установившийся технологический режим работы с подачей ингибитора с двумя фиксированными значениями расхода. Отбираются пробы водного раствора ингибитора на каждом из двух фиксированных значений расхода ингибитора. Проводится анализ данных проб с определением фактических значений содержания ингибитора в водном растворе Х₂. Параллельно значению G_k определяется количество поступающей на технологический участок жидкой воды G₁, так как данный параметр участвует в материальном балансе по метанолу газожидкостного потока газопровода системы сбора. Значения количества газового конденсата G_k, жидкой воды G₁ являются корнями системы из двух линейных алгебраических уравнений, составленных с применением формулы (26), входящих в данную формулу расчетных зависимостей по пунктам 3.1-3.3 расчета и определенных по анализам проб значений X₂.The gas pipeline of the collection system of the technological section is brought to the established technological mode of operation with the supply of an inhibitor with two fixed flow rates. Samples of an aqueous solution of the inhibitor are taken at each of two fixed inhibitor flow rates. The analysis of these samples is carried out with the determination of the actual values of the content of the inhibitor in an aqueous solution of X ₂ . In parallel with the value of G _k , the amount of liquid water G ₁ entering the technological section is determined, since this parameter participates in the material balance for methanol of the gas-liquid flow of the gas pipeline of the collection system. The values of the amount of gas condensate G _k , liquid water G ₁ are the roots of a system of two linear algebraic equations compiled using formula (26), included in this formula of the calculated dependencies according to paragraphs 3.1-3.3 of the calculation and determined from the analysis of samples values X ₂ .

Рассмотрим нюансы фактического применения способа автоматического управления дозированной подачей ингибитора (метанола) образования гидратов (льда) на производственных объектах, эксплуатирующих сеноманскую и валанжинскую залежи Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ЯНГКМ).Let us consider the nuances of the actual application of the method of automatic control of the dosed supply of an inhibitor (methanol) of the formation of hydrates (ice) at production facilities operating the Cenomanian and Valanginian deposits of the Yamburg oil and gas condensate field (YANGKM).

Технологический режим работы газосборных шлейфов (коллекторов) газовых промыслов ЯНГКМ (прежде всего давление на входе трубопроводов в установку комплексной (предварительной) подготовки газа (УКПГ, УППГ)) ведется в установленных пределах - допустимом режиме (нижний предел давления на входе в УКПГ) и оптимальном (верхний предел давления на входе в УКПГ). Следовательно, максимальный вынос жидкости из эксплуатационных скважин и трубопроводов системы сбора будет наблюдаться при допустимом режиме эксплуатации. По представленному способу устанавливается допустимый режим эксплуатации трубопроводов системы сбора и ведется фиксированная подача постоянного расхода метанола в начало каждого трубопровода системы сбора. При проведении исследований целесообразно согласовать исключение специального вывода/ввода эксплуатационных скважин из их работы в газосборный коллектор. Работа систем сбора газовых промыслов ЯНГКМ отличается активным проявлением такого технологического осложнения как периодический вынос жидкостных пробок на установки подготовки газа. В случае низких расходов газа по трубопроводу подаваемый метанол может поступать на вход в УКПГ за период от нескольких суток до нескольких недель. Поэтому в рамках исследования ведется периодический отбор проб BMP в конце каждого трубопровода системы сбора (на входе в УКПГ/УППГ) до установления постоянных (переменно постоянных) значений концентрации метанола. Параллельно может вестись анализ показаний датчика концентрации отработанного BMP, отсепарированного из газожидкостного потока со всех газопроводов-шлейфов - это покажет общую тенденцию периодического выноса жидкостных пробок из системы сбора по УКПГ. По полученным результатам анализа отобранных проб BMP через решение системы линейных алгебраических уравнений определяется количество поступающих по каждому трубопроводу жидкой воды и/или газового конденсата.The technological mode of operation of the gas gathering loops (collectors) of the YANGKM gas fields (primarily the pressure at the pipeline inlet to the complex (preliminary) gas treatment unit (GTP, GTP)) is carried out within the established limits - the permissible mode (lower pressure limit at the inlet to the GTP) and the optimal (upper pressure limit at the inlet to the GTP). Therefore, the maximum fluid recovery from production wells and pipelines of the collection system will be observed under an acceptable operating mode. According to the presented method, the permissible mode of operation of the pipelines of the collection system is established and a fixed supply of a constant flow of methanol is carried out at the beginning of each pipeline of the collection system. When conducting research, it is advisable to agree on the exclusion of a special output / input of production wells from their work in the gas collection manifold. The operation of the YANGKM gas field collection systems is characterized by the active manifestation of such a technological complication as the periodic removal of liquid plugs to gas treatment units. In the case of low gas flow rates through the pipeline, the supplied methanol can enter the GTP over a period of several days to several weeks. Therefore, as part of the study, periodic sampling of BMP is carried out at the end of each pipeline of the collection system (at the inlet to GTP / GTP) until constant (variably constant) methanol concentration values are established. In parallel, the readings of the spent BMP concentration sensor, separated from the gas-liquid flow from all gas pipelines, can be analyzed - this will show the general trend of periodic removal of liquid plugs from the collection system at the GTP. Based on the results of the analysis of selected BMP samples, the amount of liquid water and/or gas condensate entering through each pipeline is determined by solving a system of linear algebraic equations.

Согласно промысловой практики устанавливаемый запас по расходу подаваемого ингибитора составляет до 25% от рассчитанного необходимого значения по стандартизированным расчетным зависимостям [см., например, Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром», СТО Газпром 3.1-3-010-2008]. Указанный запас увеличивает рассчитанный расход ингибитора до фактически необходимого в соответствии с опытом эксплуатации ингибируемых объектов. Необходимость запаса возникает в следующих случаях:According to field practice, the established margin for the consumption of the supplied inhibitor is up to 25% of the calculated required value according to standardized calculated dependencies [see, for example, the Method for calculating chemical reagent consumption rates for gas production enterprises of OAO Gazprom, STO Gazprom 3.1-3-010-2008] . The specified reserve increases the calculated consumption of the inhibitor to the actual required in accordance with the operating experience of the objects to be inhibited. The need for a reserve arises in the following cases:

1. неточность расчетных зависимостей определения содержания ингибитора в фазах, в особенности в нестабильном конденсате;1. inaccuracy of the calculated dependencies for determining the content of the inhibitor in the phases, especially in the unstable condensate;

2. вынос жидкостных пробок от скважин и/или газопроводов системы сбора;2. removal of liquid plugs from wells and/or gas pipelines of the collection system;

3. неизвестности значений количества жидкой воды и/или газового конденсата, поступающих на определенный технологический участок или образующихся на его протяжении;3. Uncertainty of the values of the amount of liquid water and/or gas condensate entering a certain technological area or formed along its length;

4. неравновесное распределение ингибитора по фазам газожидкостного потока. Оно возникает в случае недостаточного распределения подаваемого водного раствора ингибитора по фазам газожидкостного потока. Для устранения данного фактора предусматриваются форсунки в точках подачи разных конструкций для создания аэрозоли из подаваемого ингибитора с максимально маленьким размером капель, установка точек подачи ингибитора на расстоянии от защищаемой точки в целях большего перемешивания и т.д.4. non-equilibrium distribution of the inhibitor over the phases of the gas-liquid flow. It occurs in the case of insufficient distribution of the supplied aqueous solution of the inhibitor over the phases of the gas-liquid flow. To eliminate this factor, nozzles are provided at the injection points of various designs to create an aerosol from the supplied inhibitor with the smallest droplet size, installation of inhibitor injection points at a distance from the protected point in order to increase mixing, etc.

5. низкая скорость жидкой фазы в составе газожидкостного потока, что приводит к необходимости преждевременной подачи метанола для ингибирования точки технологического участка, удаленной от точки подачи ингибитора, по причине, к примеру, резкого снижения температуры газожидкостного потока в конце технологического участка.5. low velocity of the liquid phase in the composition of the gas-liquid flow, which leads to the need for premature supply of methanol to inhibit a point in the process section remote from the point of supply of the inhibitor, due, for example, to a sharp decrease in the temperature of the gas-liquid stream at the end of the process section.

Первые три случая установления запаса по расходу подаваемого ингибитора нивелируются реализацией настоящего изобретения за счет проведения промысловых исследований и расчетов материального баланса по ингибитору, воде и нестабильному конденсату. Объем периодически выносимых жидкостных пробок учитывается в определяемом количестве воды и нестабильного конденсата, поступающих по трубопроводам системы сбора на установку подготовки газа. По случаям 4 и 5 необходим анализ особенностей каждого конкретного объекта и установление при необходимости некоторого запаса при ингибировании.The first three cases of establishing a margin for the flow rate of the supplied inhibitor are leveled by the implementation of the present invention by conducting field studies and calculating the material balance for the inhibitor, water and unstable condensate. The volume of periodically removed liquid plugs is taken into account in the determined amount of water and unstable condensate flowing through the pipelines of the collection system to the gas treatment plant. For cases 4 and 5, it is necessary to analyze the characteristics of each specific object and, if necessary, to establish a certain reserve during inhibition.

В результате реализации способа снижается величина необходимого запаса по подаваемому рассчитанному количеству ингибитора, а в некоторых случаях (кроме случаев 4 и 5) необходимость запаса исключается.As a result of the implementation of the method, the amount of the required stock is reduced by the calculated amount of inhibitor supplied, and in some cases (except cases 4 and 5), the need for stock is eliminated.

Особенностью исследований систем сбора, эксплуатирующих скважины сеноманской залежи, является возможность актуализации расчетной зависимости содержания метанола/воды в газовой фазе. В случае же валанжинской залежи целесообразно проводить актуализацию расчетных зависимостей содержания метанола/воды в газовой фазе и содержания метанола в газовом конденсате как в системе сбора, так и на технологических линиях УКПГ, так как возможен замер (определение) количества газа и газового конденсата по выбранным для исследования технологическим участкам. Кроме того, содержание метанола в газовом конденсате будет отличаться на разных температурных уровнях, что необходимо учитывать при актуализации расчетных зависимостей в разных точках технологического процесса.A feature of the studies of gathering systems operating the wells of the Cenomanian deposit is the possibility of updating the calculated dependence of the methanol/water content in the gas phase. In the case of the Valanginian deposit, it is advisable to update the calculated dependences of the methanol/water content in the gas phase and the methanol content in the gas condensate both in the collection system and on the production lines of the GTP, since it is possible to measure (determine) the amount of gas and gas condensate according to the selected for research in technological areas. In addition, the methanol content in the gas condensate will differ at different temperature levels, which must be taken into account when updating the calculated dependencies at different points in the process.

Существенным преимуществом данного способа является возможность автоматического управления подачей ингибитора образования гидратов (льда) с определением достаточного количества по точкам впрыска как для систем добычи и внутрипромыслового транспорта газа, так и систем промысловой подготовки, что особенно актуально для установок низкотемпературной подготовки газа, эксплуатирующих газоконденсатные залежи.A significant advantage of this method is the ability to automatically control the supply of a hydrate (ice) formation inhibitor with the determination of a sufficient amount at injection points both for production systems and infield gas transport, as well as field treatment systems, which is especially important for low-temperature gas treatment plants operating gas condensate deposits.

Это достигается расчетом в реальном времени материального баланса по ингибитору, воде и нестабильному конденсату, интегрированным в АСУ ТП газовых промыслов. При этом с использованием материального баланса определяется количество жидкой воды и нестабильного конденсата, поступающих на определенный технологический участок или образующихся на его протяжении, актуализируются применяемые и известные стандартизированные расчетные зависимости содержания ингибитора (воды) в газовой фазе, ингибитора в газовом конденсате с учетом фактического распределения воды и ингибитора между фазами персонально по каждому производственному объекту.This is achieved by real-time calculation of the material balance for the inhibitor, water and unstable condensate, integrated into the process control system for gas fields. At the same time, using the material balance, the amount of liquid water and unstable condensate entering a certain technological section or formed along its length is determined, the applied and known standardized calculated dependences of the content of inhibitor (water) in the gas phase, inhibitor in gas condensate are updated, taking into account the actual distribution of water and inhibitor between phases individually for each production facility.

Указанные преимущества приводят к увеличению точности расчета необходимого расхода ингибитора по точкам по сравнению с известными аналогами. Автоматическая подача необходимого и достаточного количества ингибитора приводит к снижению общих безвозвратных потерь ингибитора с подготовленными газом, газовым конденсатом, промышленными стоками. Обеспечение работы промысловых коммуникаций с меньшим образованием гидратных и ледяных пробок приводит к понижению частоты аварийных ситуаций в результате перекрытия сечения трубопроводов отложениями гидратов и льда, что приводит к исключению снижения объемов добычи газа, дополнительных потерь ингибитора, необходимости продувки скважин и трубопроводов на факельную установку, привлечения персонала и специальной техники к устранению гидратных и ледяных пробок.These advantages lead to an increase in the accuracy of calculating the required consumption of the inhibitor by points compared to known analogues. Automatic supply of the necessary and sufficient amount of the inhibitor leads to a decrease in the total irretrievable losses of the inhibitor with treated gas, gas condensate, and industrial effluents. Ensuring the operation of field communications with less formation of hydrate and ice plugs leads to a decrease in the frequency of emergency situations as a result of blocking the cross section of pipelines with deposits of hydrates and ice, which leads to the elimination of a decrease in gas production, additional inhibitor losses, the need to blow wells and pipelines to the flare unit, attract personnel and special equipment to eliminate hydrate and ice plugs.

Claims

1. A method for automatically controlling the supply of an inhibitor to prevent hydrate formation or ice formation in formation fluid production systems in gas and gas condensate fields, including dosed supply of an inhibitor at points in the system "well - collection system - gas treatment plant - reservoir of treated gas and / or gas condensate" , divided into technological sections where the formation of hydrates or ice is possible, the beginning and / or end of which are equipped with pressure, temperature and gas and / or gas condensate flow control sensors, characterized in that the automated process control system of the APCS interrogates the control sensors with a given discreteness pressure, temperature and gas flow rate at the beginning and/or end of technological sections, sensors for the concentration of an aqueous solution of the supplied inhibitor, writes the information received into its database, then the automated process control system determines by calculation the values of the required flow rates of water inhibitor solution at the points of supply of technological sections, using the information recorded in the database, mathematical models of the corresponding objects of production, collection and / or preparation, calculated dependences of the content of the inhibitor and water in the phases of gas-liquid flows and conditionally constant values entering a certain technological section or formed at quantities of liquid water, gas condensate, which are periodically entered into the APCS database, after which the APCS transmits the obtained flow rates as a setpoint to the corresponding proportional-integral-derivative controllers, which send a control signal to the inhibitor flow control valves.

2. The method according to claim 1, characterized in that the calculated dependences of the content of the inhibitor and water in the phases of gas-liquid flows, in case of discrepancy with the actual distribution of the inhibitor and water by phases, are brought into line according to the results of field studies.

3. The method according to claim 1, characterized in that the conditionally constant values of liquid water, gas condensate entering a certain technological area or formed during it are determined based on the results of field studies and / or calculations in specialized software systems.

4. The method according to claim 1, characterized in that the values of the content of methanol and water in the gas, the amount and concentration of spent BMP after the process of "stripping" methanol with gas at operating parameters are calculated in specialized software systems and entered into the APCS database.