RU2783035C1 - Method for automatic control of low-temperature gas separation unit with air cooling apparatus in the north of rf - Google Patents
Method for automatic control of low-temperature gas separation unit with air cooling apparatus in the north of rf Download PDFInfo
- Publication number
- RU2783035C1 RU2783035C1 RU2022106783A RU2022106783A RU2783035C1 RU 2783035 C1 RU2783035 C1 RU 2783035C1 RU 2022106783 A RU2022106783 A RU 2022106783A RU 2022106783 A RU2022106783 A RU 2022106783A RU 2783035 C1 RU2783035 C1 RU 2783035C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- temperature
- condensate
- mixture
- separator
- Prior art date
Links
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 238000001816 cooling Methods 0.000 title description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 113
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 83
- 238000004886 process control Methods 0.000 claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 6
- 101700050571 SUOX Proteins 0.000 claims abstract description 5
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000003638 reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010977 unit operation Methods 0.000 abstract 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 32
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 17
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 5
- 238000010257 thawing Methods 0.000 description 5
- 235000019796 monopotassium phosphate Nutrition 0.000 description 4
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- XKMLYUALXHKNFT-UUOKFMHZSA-N Guanosine-5'-triphosphate Chemical compound C1=2NC(N)=NC(=O)C=2N=CN1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OP(O)(=O)OP(O)(O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O XKMLYUALXHKNFT-UUOKFMHZSA-N 0.000 description 2
- 206010063385 Intellectualisation Diseases 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 235000005607 chanvre indien Nutrition 0.000 description 2
- 244000261228 chanvre indien Species 0.000 description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 2
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 235000009825 Annona senegalensis Nutrition 0.000 description 1
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 1
- 230000001052 transient Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности к автоматическому поддержанию температурного режима технологических процессов установки низкотемпературной сепарации газа (далее установка), с применением аппаратов воздушного охлаждения (АВО), работающей в условиях Севера РФ.The invention relates to the field of production and preparation of gas and gas condensate for long-distance transport, in particular to automatic maintenance of the temperature regime of technological processes of a low-temperature gas separation unit (hereinafter referred to as the unit), using air coolers (AVO), operating in the conditions of the North of the Russian Federation.
Известен способ автоматизации установки низкотемпературной сепарации газа [см., например, стр. 406, Р.Я. Исакович, В.И. Логинов, В.Е. Попадько. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. Учебник для вузов, М., Недра, 1983, 424 с.], который обеспечивает поддержание температуры сепарации на установке с помощью клапана-регулятора (КР), изменяющего расход холодного газа, отводимого от низкотемпературного сепаратора через теплообменник.A known method of automating the installation of low-temperature gas separation [see, for example, page 406, R.Ya. Isakovich, V.I. Loginov, V.E. Popadko. Automation of production processes in the oil and gas industry. Textbook for universities, M., Nedra, 1983, 424 pp.], which maintains the separation temperature at the installation using a control valve (KR), which changes the flow of cold gas discharged from the low-temperature separator through a heat exchanger.
Недостатком данного способа является то, что поддержание температурного режима на установке регулируется количеством проходящего газа через теплообменник, что вызывает колебания температуры газа, подаваемого в магистральный газопровод (МГП). Соответственно, отсутствует контроль и поддержание необходимой температуры осушенного газа и нестабильного газового конденсата (НГК), подаваемых в МГП и магистральный конденсатопровод (МКП) с целью защиты вечномерзлых грунтов от размораживания при подземной прокладке трубопроводов на Севере РФ [см. например, стр. 33-34, Ананенков А.Г., Ставкин Г.П., Андреев О.П., Арабский А.К., Салихов З.С., Талыбов Э.Г. АСУ ТП газопромысловых объектов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 343 с.: ил.; стр. 19; Дмитриев В.М., Ганджа Т.В. и др. Интеллектуализация управления технологическими процессами на углеводородных месторождениях. Томск: В-Спектр, 2012. - 212 с.].The disadvantage of this method is that maintaining the temperature regime at the installation is controlled by the amount of gas passing through the heat exchanger, which causes fluctuations in the temperature of the gas supplied to the main gas pipeline (MGP). Accordingly, there is no control and maintenance of the required temperature of dried gas and unstable gas condensate (OGC) supplied to the MGP and the main condensate pipeline (MCP) in order to protect permafrost soils from thawing during underground pipelines in the North of the Russian Federation [see. for example, pp. 33-34, Ananenkov A.G., Stavkin G.P., Andreev O.P., Arabsky A.K., Salikhov Z.S., Talybov E.G. Automatic process control system for gas production facilities. - M.: Nedra-Businesscenter LLC, 2003. - 343 p.: ill.;
Известен способ автоматизации установки низкотемпературной сепарации газа [см., например, стр. 112, Б.Ф. Тараненко, В.Т. Герман. Автоматическое управление газопромысловыми объектами. М., «Недра», 1976 г., 213 с.], который обеспечивает автоматическое поддержание заданного значения температуры сепарации на установке при помощи поддержания необходимого перепада давления на штуцере-регуляторе, установленном на входе в низкотемпературный сепаратор, путем коррекции давления на выходе первой ступени редуцирования установки.A known method of automating the installation of low-temperature gas separation [see, for example, p. 112, B.F. Taranenko, V.T. Hermann. Automatic control of gas production facilities. M., "Nedra", 1976, 213 pp.], which automatically maintains the set value of the separation temperature at the plant by maintaining the necessary pressure drop at the regulator fitting installed at the inlet to the low-temperature separator, by correcting the pressure at the outlet of the first installation reduction steps.
Недостатком данного способа является то, что поддержание температурного режима на установке осуществляется путем регулирования перепада давления на редуцирующем КР, установленном на входе в низкотемпературный сепаратор установки. Это в свою очередь, накладывает ограничения на входное давление и расход газа по установке. Также этот способ не предусматривает контроль и поддержание необходимой температуры осушенного газа и НГК, подаваемых, соответственно, в МГП и МКП, с целью защиты вечномерзлых грунтов от размораживания при подземной прокладке трубопроводов на Севере РФ [см. например, стр. 33-34, Ананенков А.Г., Ставкин Г.П., Андреев О.П., Арабский А.К., Салихов З.С., Талыбов Э.Г. АСУ ТП газопромысловых объектов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 343 с: ил.; стр. 19, Дмитриев В.М., Ганджа Т.В. и др. Интеллектуализация управления технологическими процессами на углеводородных месторождениях. Томск: В-Спектр, 2012. - 212 с.].The disadvantage of this method is that the maintenance of the temperature regime at the plant is carried out by regulating the pressure drop across the reducing valve installed at the inlet to the low-temperature separator of the plant. This, in turn, imposes restrictions on the inlet pressure and gas flow through the installation. Also, this method does not provide for the control and maintenance of the required temperature of the dried gas and oil and gas supplied, respectively, to the MGP and MCP, in order to protect permafrost soils from thawing during underground laying of pipelines in the North of the Russian Federation [see. for example, pp. 33-34, Ananenkov A.G., Stavkin G.P., Andreev O.P., Arabsky A.K., Salikhov Z.S., Talybov E.G. Automatic process control system for gas production facilities. - M .: OOO "Nedra-Business Center", 2003. - 343 p.: ill.; p. 19, Dmitriev V.M., Ganja T.V. and others. Intellectualization of control of technological processes in hydrocarbon deposits. Tomsk: V-Spectrum, 2012. - 212 p.].
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ автоматического поддержания температурного режима технологических процессов установки низкотемпературной сепарации газа с применением АВО в условиях Крайнего Севера [см., патент РФ на изобретения №2685460], включающий в себя предварительную очистку добытой газоконденсатной смеси от механических примесей, отделение НГК и водного раствора ингибитора (ВРИ) в сепараторе первой ступени сепарации, охлаждения ее в АВО и разделения ее на газ и НГК в низкотемпературном сепараторе второй ступени сепарации. После этого НГК и ВРИ отводятся в разделитель жидкостей (РЖ) для дегазации, и далее НГК из РЖ подается насосом в МКП, поток выделенного газа - газ выветривания из РЖ транспортируется для утилизации или компримируется и подается в МГП, а ВРИ подается в цех регенерации ингибитора установки. Способ предусматривает подачу газоконденсатной смеси с выхода сепаратора первой ступени сепарации на вход АВО, управляемого отдельной системой автоматического управления (САУ) АВО, которые вместе обеспечивают необходимое понижение температуры газоконденсатной смеси на выходе АВО до заданных технологическим регламентом значений, если температура атмосферного воздуха гарантирует реализацию такого режима. После выхода с АВО охлажденную газоконденсатную смесь разделяют на два потока и подают для дополнительного охлаждения через трубопровод на вход первой секции рекуперативного теплообменника, далее ТО, «газ-газ» и на вход первой секции ТО «газ-конденсат» через КР расхода газоконденсатной смеси. Этот КР, регулируя расход газоконденсатной смеси, проходящей через него, обеспечивает поддержание заданной температуры НГК на выходе второй секции ТО «газ-конденсат». Далее потоки газоконденсатной смеси с выходов первых секций этих ТО объединяют и через КР, выполняющий роль управляемого редуктора, подают в низкотемпературный сепаратор газа, оснащенный датчиком температуры. В этом сепараторе она окончательно разделяется на осушенный холодный газ и смесь НГК и ВРИ. Эту смесь подают на вход второй секции ТО «газ-конденсат» и далее в РЖ для разделения на компоненты. Холодный газ, выходящий из низкотемпературного сепаратора, разделяют на два потока, один из которых подают на вход второй секции ТО «газ-газ», а второй - на байпас этой секции, оснащенный КР расхода газа, который изменяет соотношение проходящих потоков газа через ТО и байпас, обеспечивая в реальном масштабе времени коррекцию температуры газа, необходимую для подачи его в МГП.The closest in technical essence to the claimed invention is a method for automatically maintaining the temperature regime of technological processes of a low-temperature gas separation plant using air coolers in the Far North [see, RF patent for inventions No. 2685460], which includes preliminary purification of the extracted gas condensate mixture from mechanical impurities , separating NGK and an aqueous solution of inhibitor (VRI) in the separator of the first separation stage, cooling it in the air cooler and separating it into gas and NGK in the low-temperature separator of the second separation stage. After that, NGC and VRI are diverted to a liquid separator (LJ) for degassing, and then NGC from the RJ is pumped to the MCP, the flow of the released gas - the weathering gas from the RJ is transported for disposal or compressed and fed to the MGP, and the VRI is fed to the inhibitor regeneration shop installation. The method provides for the supply of a gas condensate mixture from the outlet of the separator of the first separation stage to the inlet of the air cooler, controlled by a separate automatic control system (ACS) of the air cooler, which together provide the necessary decrease in the temperature of the gas condensate mixture at the outlet of the air cooler to the values specified by the technological regulations, if the atmospheric air temperature guarantees the implementation of such a mode . After leaving the ACU, the cooled gas condensate mixture is divided into two streams and is fed for additional cooling through the pipeline to the inlet of the first section of the recuperative heat exchanger, then TO, "gas-gas" and to the inlet of the first section of TO "gas-condensate" through the gas condensate mixture flow rate CR. This CR, by regulating the flow rate of the gas condensate mixture passing through it, ensures the maintenance of the specified temperature of the oil and gas complex at the outlet of the second section of the TO "gas-condensate". Further, the flows of the gas condensate mixture from the outlets of the first sections of these TO are combined and fed through the CR, which acts as a controlled reducer, to a low-temperature gas separator equipped with a temperature sensor. In this separator, it is finally separated into dried cold gas and a mixture of NGK and VRI. This mixture is fed to the inlet of the second section of the TO "gas-condensate" and then to the RJ for separation into components. The cold gas leaving the low-temperature separator is divided into two streams, one of which is fed to the inlet of the second section of the gas-to-gas HT, and the second to the bypass of this section, equipped with a gas flow control valve, which changes the ratio of gas flows passing through the HT and bypass, providing real-time correction of the gas temperature necessary to supply it to the MGP.
Существенным недостатком данного способа является то, что изменение режима работы установки в случаях достижения температуры осушенного газа/НТК, поступающего/подаваемого в МГП/МКП, а также в низкотемпературном сепараторе своих предельных значений - верхнего либо нижнего, обозначенных в технологическом регламенте установки, осуществляется вручную оператором, что снижает качество управления технологическим процессом.A significant disadvantage of this method is that the change in the operating mode of the installation in cases of reaching the temperature of the dried gas / LTC entering / supplied to the MGP / MCP, as well as in the low-temperature separator of its limit values - upper or lower, indicated in the technological schedule of the installation, is carried out manually operator, which reduces the quality of process control.
Целью изобретения является повышение качества управления технологическим процессом по поддержанию температурного режима установки с применением АВО, работающих в условиях Севера РФ, в рамках норм и ограничений, предусмотренных технологическим регламентом установки, и снижения роли человеческого фактора при управлении технологическим процессом по поддержанию температурного режима установки.The aim of the invention is to improve the quality of process control to maintain the temperature regime of the installation using air coolers operating in the conditions of the North of the Russian Federation, within the limits and restrictions provided for by the technological regulations of the installation, and to reduce the role of the human factor in the process control to maintain the temperature regime of the installation.
Техническим результатом, достигаемым от реализации заявляемого способа, является повышение качества управления технологическим процессом по поддержанию температурного режима установки с применением АВО, работающих в условиях Севера РФ путем исключения человеческого фактора при принятии управленческих решений по управлению технологическим процессом с учетом норм и ограничений, предусмотренных ее технологическим регламентом на различных режимах ее работы, обеспечивая:The technical result achieved from the implementation of the proposed method is to improve the quality of process control to maintain the temperature regime of the installation using air coolers operating in the conditions of the North of the Russian Federation by eliminating the human factor when making managerial decisions on managing the process, taking into account the norms and restrictions provided for by its technological regulations for various modes of its operation, providing:
- поддержание заданного температурного режима технологических процессов установки, обеспечивающего ее эффективную работу;- maintenance of the specified temperature regime of technological processes of the installation, ensuring its efficient operation;
- контроль и поддержание необходимой температуры осушенного газа и НГК, подаваемых, соответственно, в МГП и МКП, с целью защиты вечномерзлых грунтов от размораживания при подземной прокладке газопроводов на Севере РФ.- control and maintenance of the required temperature of dried gas and oil and gas supplied, respectively, to MGP and MCP, in order to protect permafrost soils from thawing during underground laying of gas pipelines in the North of the Russian Federation.
Эффективность работы установки низкотемпературной сепарации газа определяется значением перепада давления между ее входом и выходом - чем выше перепад давления, тем легче получить в результате дросселирования заданную (минусовую) температуру в низкотемпературном сепараторе установки. Очевидно, что на стадии жизненного цикла месторождений с нарастающей добычей газа, характеризуемой его высоким давлением на входе установки, заданный режим ее работы удается поддерживать за счет пластового давления (энергия пласта). На стадиях жизненного цикла месторождений с постоянной и падающей добычей газа, а таких на Севере РФ в настоящее время достаточно много, перепад давления между входом и выходом установки падает из-за снижения пластового давления. В этом случае обеспечить заданный температурный режим в низкотемпературном сепараторе установки удается за счет привлечения дополнительного источника холода. В природно-климатических условиях Севера РФ, учитывая, что около восьми месяцев в году стоят устойчивые холода, в качестве дополнительного источника холода в этот период используют АВО. Управляя с помощью АВО температурой добываемой газоконденсатной смеси можно компенсировать недостающую часть холода, определяемую снижением перепада давления между входом и выходом установки. В результате достаточно длительное время удается поддерживать необходимый температурный режим работы установки за счет использования потенциала атмосферного воздуха как хладагента, снижая себестоимость добычи газа.The efficiency of the low-temperature gas separation unit is determined by the value of the pressure drop between its inlet and outlet - the higher the pressure drop, the easier it is to obtain the set (minus) temperature in the low-temperature separator of the unit as a result of throttling. It is obvious that at the stage of the life cycle of fields with increasing gas production, characterized by its high pressure at the inlet of the installation, the set operating mode can be maintained due to reservoir pressure (reservoir energy). At the stages of the life cycle of fields with constant and declining gas production, and there are currently quite a lot of such in the North of the Russian Federation, the pressure drop between the inlet and outlet of the installation drops due to a decrease in reservoir pressure. In this case, it is possible to ensure the specified temperature regime in the low-temperature separator of the installation by attracting an additional source of cold. In the natural and climatic conditions of the North of the Russian Federation, given that there are stable colds for about eight months a year, air coolers are used as an additional source of cold during this period. By controlling the temperature of the produced gas condensate mixture with the help of an air cooler, it is possible to compensate for the missing part of the cold, determined by a decrease in the pressure drop between the inlet and outlet of the installation. As a result, for quite a long time it is possible to maintain the required temperature regime of the installation by using the potential of atmospheric air as a refrigerant, reducing the cost of gas production.
К тому же, как правило, на Севере РФ используется подземная прокладка МГП и МКП в многолетнемерзлых грунтах, которые в случае оттаивания становятся просадочными и могут разрушить МГП и МКП. Для исключения этого на установке предусматривается круглогодичное охлаждение газа и газоконденсата до температуры -2°С, что значительно увеличивает надежность эксплуатации МГП и МКП, и снижает вероятность возникновения аварийных ситуаций, способных привести к серьезным экологическим, людским и материальным потерям.In addition, as a rule, in the North of the Russian Federation, underground laying of MHL and MCP is used in permafrost soils, which, in case of thawing, become subsiding and can destroy MGP and MCP. To avoid this, the unit provides for year-round cooling of gas and gas condensate to a temperature of -2°C, which significantly increases the reliability of the MGP and MCP operation, and reduces the likelihood of emergencies that can lead to serious environmental, human and material losses.
Кроме этого, установки, расположенные на Севере РФ, в зависимости от складывающейся ситуации по подаче добываемой продукции потребителям, реализуют один из трех возможных видов их эксплуатации:In addition, installations located in the North of the Russian Federation, depending on the current situation with the supply of produced products to consumers, implement one of three possible types of their operation:
1. Поддерживает расход добываемой газоконденсатной смеси по установке, если нет пиковых нагрузок по осушенному газу или НГК.1. Supports the flow rate of the produced gas condensate mixture through the installation, if there are no peak loads for dry gas or oil and gas.
2. Поддерживает расход осушенного газа по установке при пиковых нагрузках по осушенному газу, например, из-за наступления сильных холодов.2. Maintains dry gas flow through the plant during peak dry gas loads, such as extreme cold weather.
3. Поддерживает расход НГК по установке при появлении пиковых нагрузок по НГК, например, из-за аварий на других промыслах или из-за необходимости увеличения поставок потребителю.3. Maintains OGK consumption for the installation when there are peak loads on OGK, for example, due to accidents at other fields or due to the need to increase supplies to the consumer.
Заявляемый способ обеспечивает автоматический контроль и поддержание заданного температурного режима на установках низкотемпературной сепарации газа с АВО, работающих в условиях Севера РФ и реализующих первый вид эксплуатации, который предусматривает выполнение плана по добыче газоконденсатной смеси. Способ включает поддержание необходимого значения температуры осушенного газа/НГК, поступающего/подаваемого в МГП/МКП, а также температуру в низкотемпературном сепараторе при автоматическом переключении технологического процесса на новый режим, в случае возникновения такой потребности. Это повышает надежность эксплуатации установки и эффективность процесса подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту.The inventive method provides automatic control and maintenance of a given temperature regime at installations for low-temperature gas separation with air coolers operating in the conditions of the North of the Russian Federation and implementing the first type of operation, which provides for the implementation of the plan for the production of gas condensate mixture. The method includes maintaining the required temperature value of the dried gas/NGK entering/supplying to the MGP/MKP, as well as the temperature in the low-temperature separator with automatic switching of the technological process to a new mode, if such a need arises. This increases the reliability of operation of the plant and the efficiency of the process of preparing gas and gas condensate for long-distance transport.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа с аппаратами воздушного охлаждения на Севере РФ, включает предварительную очистку добытой газоконденсатной смеси от механических примесей и отделение смеси НГК и ВРИ в сепараторе первой ступени сепарации. Эту смесь НГК и ВРИ из кубовой части сепаратора отводят в РЖ, а газоконденсатную смесь с выхода сепаратора первой ступени сепарации подают на вход АВО, который автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) включает в работу при достижении заданного перепада температур газоконденсатной смеси и воздуха атмосферы. Для этого АСУ ТП подает соответствующий сигнал на вход САУ АВО, которая управляет работой АВО, обеспечивая понижение температуры газоконденсатной смеси на его выходе до заданных значений, необходимых для поддержания требуемой температуры в низкотемпературном сепараторе. Далее, предварительно охлажденную в АВО газоконденсатную смесь разделяют на два потока. Первый из этих потоков направляют в трубное пространство первой секции ТО «газ-газ», где его охлаждают встречным потоком осушенного газа, поступающего из низкотемпературного сепаратора и проходящего через вторую секцию ТО «газ-газ». Второй поток газоконденсатной смеси через КР подают в трубное пространство первой секции ТО «газ-конденсат», где его охлаждают встречным потоком смеси НГК и ВРИ, отводимой с кубовой части низкотемпературного сепаратора и проходящей через вторую секцию ТО «газ-конденсат». При этом расход газоконденсатной смеси по этим потокам распределяет АСУ ТП с помощью КР, установленного на входе первой секции ТО «газ-конденсат», таким образом, чтобы температура НГК, поступающего в МКП, находилась в заданном технологическим регламентом диапазоне. Эти два потока газоконденсатной смеси, после их выхода из первых секций ТО «газ-газ» и ТО «газ-конденсат», объединяют и подают на вход КР, выполняющий роль управляемого редуктора. На этом редукторе осуществляют адиабатическое расширение газоконденсатной смеси и направляют ее в оснащенный датчиком температуры низкотемпературный сепаратор, в котором производят окончательное разделение газоконденсатной смеси на осушенный холодный газ и смесь НГК с ВРИ. Смесь НГК с ВРИ из кубовой части низкотемпературного сепаратора подают на вход второй секции ТО «газ-конденсат» и далее, в РЖ, в котором выделяют НГК, ВРИ и газ выветривания. НГК с помощью насосного агрегата подают из РЖ в МКП. ВРИ направляют в цех регенерации ингибитора установки. Газ выветривания отправляют на утилизацию или закачивают в МГП.The specified problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the method of automatic control of the low-temperature gas separation unit with air coolers in the North of the Russian Federation includes preliminary cleaning of the produced gas condensate mixture from mechanical impurities and separation of the mixture of oil and gas and VRI in the separator of the first separation stage. This mixture of NGK and VRI is diverted from the cubic part of the separator to the RJ, and the gas condensate mixture from the outlet of the separator of the first stage of separation is fed to the inlet of the air cooler, which is put into operation by the automated process control system (APCS) when the specified temperature difference of the gas condensate mixture and atmospheric air is reached . To do this, the automated process control system sends a corresponding signal to the ACS ACS input, which controls the operation of the ACS, ensuring that the temperature of the gas condensate mixture at its outlet decreases to the specified values necessary to maintain the required temperature in the low-temperature separator. Next, the gas condensate mixture pre-cooled in ACU is divided into two streams. The first of these streams is directed to the pipe space of the first section of the gas-gas TO, where it is cooled by a counterflow of dried gas coming from the low-temperature separator and passing through the second section of the gas-to-gas TO. The second flow of the gas condensate mixture is fed through the CR into the pipe space of the first section of the gas-condensate HT, where it is cooled by the counterflow of the mixture of NGK and VRI, which is discharged from the bottom part of the low-temperature separator and passes through the second section of the HT "gas-condensate". At the same time, the flow rate of the gas condensate mixture for these flows is distributed by the automated process control system using the CR installed at the inlet of the first section of the gas-condensate TO, so that the temperature of the oil and gas complex entering the MCP is within the range specified by the technological regulations. These two flows of gas condensate mixture, after their exit from the first sections of TO "gas-gas" and TO "gas-condensate", are combined and fed to the input of the CR, which acts as a controlled gearbox. This reducer performs adiabatic expansion of the gas condensate mixture and sends it to a low-temperature separator equipped with a temperature sensor, in which the final separation of the gas condensate mixture into dried cold gas and a mixture of oil and gas condensate with VRI is carried out. A mixture of NGK with VRI from the bottom part of the low-temperature separator is fed to the inlet of the second section of the TO "gas-condensate" and further, into the RJ, in which NGK, VRI and weathering gas are separated. NGK with the help of a pumping unit is fed from the RJ to the MCP. VRI is sent to the plant inhibitor regeneration shop. The weathering gas is sent for disposal or pumped to the MGP.
Холодный осушенный газ, выходящий из низкотемпературного сепаратора, разделяют на два потока, один из которых подают на вход второй секции ТО «газ-газ», а второй - на байпас этой секции, оснащенный КР расхода газа. С помощью этого КР АСУ ТП регулирует соотношение потоков осушенного газа, проходящих через вторую секцию ТО «газ-газ» и байпас, обеспечивая в реальном масштабе времени коррекцию температуры осушенного газа до заданных значений, требуемых технологическим регламентом установки при подаче газа в МГП.The cold dried gas leaving the low-temperature separator is divided into two streams, one of which is fed to the inlet of the second section of the gas-gas TO, and the second - to the bypass of this section, equipped with a gas flow control valve. With the help of this CR, the ACS TP regulates the ratio of the dried gas flows passing through the second section of the gas-gas TO and bypass, providing real-time correction of the temperature of the dried gas to the set values required by the technological schedule of the installation when gas is supplied to the MGP.
При этом АСУ ТП в тандеме с САУ АВО с момента запуска установки в эксплуатацию поддерживают расход добываемой газоконденсатной смеси по установке и реализуют план добычи НГК. Для этого АСУ ТП использует первоначально заданные значения уставок контролируемых параметров и границы их допустимых отклонений от значения уставок, которые вводят в базу данных (БД) АСУ ТП перед запуском установки в эксплуатацию. И как только АСУ ТП обнаружит выход одного из контролируемых параметров за пределы установленных границ, нарушающий технологический регламент работы установки, АСУ ТП начинает пошагово изменять значение уставки плана расхода добываемой газоконденсатной смеси QГКС_ПЛАН по установке. Изменять эту уставку разрешено в интервале, определяемом неравенством Qmin_ГКС ≤ QГКС_ПЛАН ≤ Qmax_ГКС, где Qmin_ГКС - минимально допустимое, а Qmax_ГКС - максимально допустимое значение расхода добываемой газоконденсатной смеси по установке. Величину шага ΔQГКС_ПЛАН изменения этой уставки назначают из соотношения где n - число допустимых шагов ее изменения. При этом изменение уставки АСУ ТП осуществляет в направлении, обеспечивающем купирование выявленного нарушения регламента эксплуатации установки. После каждого шага изменения значения уставки АСУ ТП удерживает режим управления технологическими процессами установки с новым значением уставки в течение интервала времени не менее τconst, являющегося индивидуальной характеристикой установки, определяемой экспериментально. И если все контролируемые параметры технологического процесса за это время окажутся в пределах установленных им границ, АСУ ТП фиксирует это новое значение уставки плана расхода добываемой газоконденсатной смеси как рабочее и генерирует сообщение оператору об автоматической смене режима работы установки и его новых характеристиках. Далее АСУ ТП в тандеме с САУ АВО реализуют вновь выбранный режим эксплуатации установки. В противном случае АСУ ТП изменяет значение уставки еще на один шаг в том же направлении.At the same time, the automated process control system in tandem with the automatic control system of the AVO from the moment the unit is put into operation, maintains the flow of the produced gas condensate mixture through the unit and implements the oil and gas production plan. To do this, the APCS uses the initially set values of the settings of the controlled parameters and the limits of their permissible deviations from the values of the settings, which are entered into the database (DB) of the APCS before the installation is put into operation. And as soon as the APCS detects the output of one of the controlled parameters beyond the established limits, which violates the technological schedule of the unit, the APCS starts to step by step change the setting value of the flow plan for the produced gas condensate mixture Q GKS_PLAN for the installation. It is allowed to change this setting within the interval determined by the inequality Q min_GKS ≤ Q GKS_PLAN ≤ Q max_GKS , where Q min_GKS is the minimum allowable, and Q max_GKS is the maximum allowable flow rate of the produced gas condensate mixture at the installation. The step size ΔQ GKS_PLAN for changing this setting is assigned from the relation where n is the number of allowed steps to change it. At the same time, the change in the setting of the automated process control system is carried out in the direction that ensures the relief of the identified violation of the operating regulations of the installation. After each step of changing the setpoint value, the APCS maintains the plant process control mode with a new setpoint value for a time interval of at least τ const , which is an individual characteristic of the plant, determined experimentally. And if all controlled parameters of the technological process during this time turn out to be within the limits set by it, the automated process control system fixes this new value of the setpoint of the flow rate of the produced gas condensate mixture as a working one and generates a message to the operator about the automatic change of the operating mode of the installation and its new characteristics. Further, the APCS in tandem with the ACS ACS implement the newly selected operating mode of the installation. Otherwise, the APCS changes the setpoint value one more step in the same direction.
Перед запуском установки в эксплуатацию обслуживающий персонал вводит в БД АСУ ТП значение уставки плана добычи газоконденсатной смеси по установке QГКС_ПЛАН и значение величины шага его изменения ΔQГКС_ПЛАН с границами интервала допустимых изменений плана от Qmin_ГКС до Qmax_ГКС. Вводит значения: уставки температуры в низкотемпературном сепараторе и границы интервала допустимых изменений фактической температуры ТНС от нее, заданные неравенством Т°Cmin_HC ≤ T°СНС ≤ T°Cmax_HC; уставки температуры осушенного газа, поступающего в МГП, и границы интервала допустимых изменений фактической температуры Т°СОГ от нее, заданных неравенством Т°Cmin_ОГ ≤ Т°СОГ ≤ Т°Cmax_ОГ; уставки температуры НГК, подаваемого в МКП, и границы интервала допустимых изменений фактической температуры Т°СНГК от нее, заданных неравенством Т°Cmin_НГК ≤ Т°СНГК ≤ Т°Cmax_НГК.Before the plant is put into operation, the maintenance personnel enters into the APCS database the setpoint value of the gas condensate mixture production plan for the installation Q GKS_PLAN and the value of its change step ΔQ GKS_PLAN with the boundaries of the interval of allowable changes in the plan from Q min_GKS to Q max_GKS. Enters the following values: temperature settings in the low-temperature separator and boundaries of the interval of permissible changes in the actual temperature T HC from it, given by the inequality T°C min_HC ≤ T°C HC ≤ T°C max_HC ; temperature settings of the dried gas entering the MGP and the limits of the interval of permissible changes in the actual temperature Т°С EG from it, given by the inequality Т°C min_OG ≤ Т°С OG ≤ Т°C max_OG ; temperature settings for oil and gas supplied to the MCP, and the limits of the interval of permissible changes in the actual temperature T°С of oil and gas from it, given by the inequality T°C min_NGK ≤ T°С oil and gas ≤ T°C max_NGK .
Устанавливают границы допустимого перемещения SКР 2 рабочего органа КР, управляющего расходом добытой газоконденсатной смеси по установке, от значения Smin_KP 2 – «минимально открыт» и до «полностью открыт». После ввода в БД АСУ ТП указанных параметров осуществляют запуск установки в эксплуатацию. С этого момента АСУ ТП ведет технологические процессы установки используя четыре ПИД-регулятора, построенные на ее базе, каждый из которых согласно заданному алгоритму с помощью подсоединенного к нему КР управляет своим параметром.The boundaries of the allowable movement S KR 2 of the working body of the KR, which controls the flow of the produced gas condensate mixture at the installation, are set, from the value of S min_KP 2 - “minimum open” to “fully open”. After entering the specified parameters into the APCS database, the installation is put into operation. From this moment on, the automated process control system conducts the technological processes of the installation using four PID controllers built on its basis, each of which, according to a given algorithm, controls its parameter with the help of a CR connected to it.
В случае исчерпания возможностей поддерживать этот вид эксплуатации установки АСУ ТП формирует сообщение оператору о необходимости принятия решения по изменению режима работы кустов газодобывающих скважин, либо режима работы установки с подключением турбодетандерных агрегатов. Соответствующее сообщение генерируется если в режиме коррекции уставки QГКС_ПЛАН с помощью КР, установленного на входе установки и управляющего расходом добытой газоконденсатной смеси, будет выявлено то, что достигнута одна из границ допустимых вариаций расхода добываемой газоконденсатной смеси Qmin_ГКС или Qmax_ГКС, либо рабочий орган этого КР перейдет в положение «полностью открыт» или достигнет минимально допустимого положения Smin_КР2.In the event that the possibilities to support this type of plant operation are exhausted, the automated process control system generates a message to the operator about the need to make a decision to change the operating mode of gas well clusters, or the operating mode of the plant with the connection of turbo-expander units. The corresponding message is generated if, in the Q GCS_PLAN setpoint correction mode, using the KR installed at the installation inlet and controlling the flow rate of the produced gas condensate mixture, it is revealed that one of the limits of permissible variations in the flow rate of the produced gas condensate mixture Q min_GCS or Q max_GCS has been reached , or the working body of this KP will move to the "fully open" position or reach the minimum allowable position S min_KP2 .
На фиг. 1 приведена принципиальная технологическая схема установки. В ней использованы следующие обозначения:In FIG. 1 shows the basic technological scheme of the installation. It uses the following notation:
1 - входная линия установки;1 - input line of the installation;
2 - КР расхода добытой газоконденсатной смеси по установке;2 - KR of the flow rate of the produced gas condensate mixture for the installation;
3 - датчик расхода добываемой газоконденсатной смеси по установке;3 - flow sensor of the produced gas condensate mixture at the installation;
4 - сепаратор первой ступени сепарации;4 - separator of the first stage of separation;
5 - датчик температуры газа на входе АВО;5 - gas temperature sensor at the air cooler inlet;
6 - датчик температуры наружного воздуха;6 - outdoor air temperature sensor;
7 - САУ АВО газа;7 - ACS AVO gas;
8 - АВО;8 - AVO;
9 - датчик температуры газа на выходе АВО;9 - gas temperature sensor at the outlet of the air cooler;
10 - КР расхода газоконденсатной смеси, проходящий через ТО «газ-конденсат» 13;10 - KR flow rate of the gas condensate mixture passing through TO "gas-condensate" 13;
11 - АСУ ТП установки;11 - automated process control system of the installation;
12 - ТО «газ-газ»;12 - TO "gas-gas";
13 - ТО «газ-конденсат»;13 - TO "gas-condensate";
14 - КР расхода осушенного газа, проходящего по байпасу второй секцию ТО «газ-газ» 12;14 - KR flow rate of dried gas passing through the bypass of the second section TO "gas-gas" 12;
15 - РЖ;15 - RJ;
16 - редуцирующий КР газоконденсатной смеси, проходящего через установку;16 - reducing CR of the gas condensate mixture passing through the installation;
17 - датчик температуры осушенного газа, поступающего в МГП;17 - temperature sensor of the dried gas entering the MGP;
18 - низкотемпературный сепаратор;18 - low-temperature separator;
19 - датчик температуры, установленный в низкотемпературном сепараторе 18;19 - temperature sensor installed in the low-
20 - насосный агрегат подачи НГК в МКП;20 - pumping unit for supplying oil and gas to the MCP;
21 - датчик температуры НГК, подаваемого в МКП;21 - temperature sensor of NGK supplied to the MCP;
На фиг. 2 приведена структурная схема автоматического управления температурой технологических процессов установки. В ней использованы следующие обозначения:In FIG. Figure 2 shows a block diagram of automatic temperature control of technological processes of the installation. It uses the following notation:
22 - сигнал с датчика расхода 3 добытой газоконденсатной смеси по установке, поступающий на вход обратной связи PV ПИД-регулятора 30;22 - signal from the flow sensor 3 of the produced gas condensate mixture according to the installation, fed to the feedback input PV of the
23 - сигнал уставки расхода добытой газоконденсатной смеси по установке, поступающий на вход задания SP ПИД-регулятора 30;23 - setpoint signal for the flow rate of the produced gas condensate mixture for the installation, fed to the input of the task SP of the
24 - сигнал с датчика температуры 17 осушенного газа, подаваемого в МГП, поступающий на вход обратной связи PV ПИД-регулятора 31;24 - signal from the
25 - сигнал уставки температуры осушенного газа, подаваемого в МГП, поступающий на вход задания SP ПИД-регулятора 31;25 - setpoint signal for the temperature of the dried gas supplied to the MGP, supplied to the input of the task SP of the
26 - сигнал с датчика температуры 21 НГК, подаваемого в МКП, поступающий на вход обратной связи PV ПИД-регулятора 32;26 - signal from the
27 - сигнал уставки температуры НГК, подаваемого в МКП, поступающий на вход задания SP ПИД-регулятора 32;27 - temperature setpoint signal of the OGK supplied to the MCP, supplied to the input of the task SP of the
28 - сигнал с датчика температуры 19, установленного в низкотемпературном сепараторе 18, поступающий на вход обратной связи PV ПИД-регулятора 33;28 - signal from the
29 - сигнал уставки температуры в низкотемпературном сепараторе 18, поступающий на вход задания SP ПИД-регулятора 33;29 - temperature setpoint signal in the low-
30 - ПИД-регулятор поддержания расхода добываемой газоконденсатной смеси по установке;30 - PID controller for maintaining the flow rate of the produced gas condensate mixture for the installation;
31 - ПИД-регулятор поддержания температуры осушенного газа, подаваемого в МГП;31 - PID controller for maintaining the temperature of the dried gas supplied to the MGP;
32 - ПИД-регулятор поддержания температуры НГК, подаваемого в МКП;32 - PID controller for maintaining the temperature of the oil and gas supplied to the MCP;
33 - ПИД-регулятор поддержания температуры в низкотемпературном сепараторе 18;33 - PID controller for maintaining the temperature in the low-
34 - сигнал управления КР 2;34 -
35 - сигнал управления КР 14;35 -
36 - сигнал управления КР 10;36 -
37 - сигнал уставки для САУ АВО 7.37 - setpoint signal for
ПИД-регуляторы 30, 31, 32 и 33 реализованы на базе АСУ ТП 11. Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа с АВО на Севера РФ, реализуют следующим образом.
Добываемая газоконденсатная смесь по входной линии 1 установки, оснащенной датчиком расхода 3 и КР 2, поступает на вход сепаратора первой ступени сепарации 4, в котором происходит ее первичное очищение от механических примесей и частичное отделение НГК и ВРИ. По мере накопления НГК и ВРИ в нижней части сепаратора первой ступени сепарации 4, их отводят в РЖ 15. Частично очищенная от капельной влаги и пластовой жидкости газоконденсатная смесь с выхода сепаратора первой ступени сепарации 4 по трубопроводу поступает на вход АВО 8, где происходит ее предварительное (промежуточное) охлаждение за счет теплообмена с воздушной средой. Очевидно, что такой режим работы установки актуален только тогда, когда температура наружного воздуха ниже температуры газоконденсатной смеси на входе в АВО. Эти параметры измеряет и контролирует разницу между ними САУ АВО 7, используя датчики температуры 5, 6, а ее минимально допустимое значение задается при настройке САУ АВО 7 с учетом паспортных данных АВО 8 перед запуском установки в работу. Газоконденсатную смесь с выхода АВО 8 разделяют на два потока и подают их для дальнейшего охлаждения на входы первых секций ТО 12 «газ-газ» и ТО 13 «газ-конденсат». При этом на вход ТО 13 газоконденсатная смесь поступает через КР 10 расхода газоконденсатной смеси, который путем изменения ее расхода поддерживает заданную температуру НГК, подаваемого в МКП. Далее потоки газоконденсатной смеси, выходящие из первых секций ТО 12 и ТО 13, объединяют и подают на КР 16, который выполняет роль редуктора. В результате редуцирования на его выходе происходит охлаждение газожидкостной смеси, после чего ее подают в низкотемпературный сепаратор 18, оснащенный датчиком температуры 19. В этом сепараторе происходит окончательное отделение газа от НГК и ВРИ с примесями, которые по мере накопления в нижней части сепаратора их отводят через вторую секцию ТО 13 «газ-конденсат» в РЖ 15. Осушенный и охлажденный газ с выхода низкотемпературного сепаратора 18 разделяют на два потока, один из которых подают на вход второй секции ТО 12 «газ-газ», а второй направляют через ее байпас. КР 14 регулирует поток газа через байпас, изменяя его расход через вторую секцию ТО 12, и обеспечивает поддержку заданной температуры осушенного газа, поступающего в МГП, который оснащен датчиком температуры 17. Отводимая в РЖ 15 из сепараторов 4 и 18 смесь НГК с ВРИ подвергается разделению на фракции и дегазации. Поток выделенного газа (газ выветривания) из РЖ 15 отправляют на утилизацию или компримируют и подают в МГП. Поток НГК транспортируют либо на склад, либо при помощи насосного агрегата 20 подают в МКП, который оснащен датчиком температуры 21. Поток ВРИ подают на регенерацию в цех регенерации ингибитора.The produced gas condensate mixture through the
Реализуя данный способ, АСУ ТП 8 в тандеме с САУ АВО 7 решает следующие задачи:Implementing this method,
а) Производит оценку, когда именно можно использовать АВО 8 для обеспечения заданной температуры в низкотемпературном сепараторе 18, в соответствии с технологическим регламентом установки. Для этого САУ АВО 7 в реальном масштабе времени с заданной дискретностью измеряет температуру окружающего воздуха Ток.воздух датчиком 6, а датчиком 5 температуру Твх.АВО газоконденсатной смеси, поступающей на вход АВО 8, и передает эти значения в АСУ ТП 11. Используя результаты этих измерений, АСУ ТП 11 следит за соблюдением условия:a) Evaluates when it is possible to use
Твх.АВО - Ток.воздух > ΔТдоп.,T in.AVO - T ok.air > ΔT add. ,
где ΔТдоп. - разность температур, начиная с которой можно использовать АВО 8 для поддержания температурного режима технологических процессов, реализуемых на установке, значение которой определяют исходя из паспортных данных АВО 8.where ΔТ add. - temperature difference, starting from which
В случае нарушения указанного неравенства АСУ ТП 11 установки формирует сообщение оператору о достижении граничного значения использования АВО 8 и необходимости принятия решения об изменении режима работы установки (переход на турбодетандерный режим охлаждения, изменению режима работы кустов газодобывающих скважин и т.д.).In case of violation of the specified inequality, the automated
б) Поддерживает заданное значение температуры в низкотемпературном сепараторе 18 путем регулирования степенью охлаждения газоконденсатной смеси, проходящей через АВО 8. Для этого САУ АВО 7 измеряет температуру этой смеси на выходе АВО 8 с помощью датчика 9 и управляет тепловой производительностью АВО 8, изменяя частоту вращения колес, угол наклона лопастей и порядок включения вентиляторов, меняя положение шторок жалюзи, количество и порядок задействованных секций вентиляторов. Для этого параметры этой системы подбирают при проектировании с учетом производительности АВО и климатических условий месторасположения установки. Также САУ АВО 7 обеспечивает защиту АВО 8.b) Maintains the set temperature value in the low-
Для поддержания заданного расхода добываемой газоконденсатной смеси по установке, поступающей в сепаратор первой ступени сепарации 4, АСУ ТП 11 использует ПИД-регулятора 30. Для этого на его вход задания SP АСУ ТП 11 подает сигнал 23 - значение уставки расхода добываемой газоконденсатной смеси по установке. Ее величину устанавливает диспетчерская служба газодобывающего предприятия. Одновременно АСУ ТП 11 на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подает сигнал 22 с датчика расхода 3 - значение фактического расхода добываемой газоконденсатной смеси по установке. Сравнивая эти два сигнала ПИД-регулятор 30 на своем выходе CV формирует сигнал 34, который управляет степенью открытия/закрытия КР 2, поддерживая установленный заданием расход добываемой газоконденсатной смеси, поступающей на вход сепаратора 4 первой ступени сепарации.To maintain a given flow rate of the produced gas condensate mixture through the unit, which enters the separator of the first separation stage 4, the
Для поддержания температуры осушенного газа, поступающего в МГП, АСУ ТП 11 использует ПИД-регулятор 31. Для этого АСУ ТП 11 подает на его вход задания SP сигнал 25 - значение уставки температуры осушенного газа, подаваемого в МГП, заданной в соответствие с технологическим регламентом установки. Одновременно АСУ ТП 11 на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подает сигнал 24 - значение фактической температуры осушенного газа, измеряемое датчиком 17, установленным на входе в МГП. В результате обработки этих сигналов ПИД-регулятор 31 на своем выходе CV формирует сигнал 35, управляющий степенью открытия/закрытия КР 14, поддерживая температуру осушенного газа, поступающего в МГП путем регулирования его расхода через байпас второй секции ТО 12 «газ-газ».To maintain the temperature of the dry gas entering the MGP, the
Для поддержания температуры НГК, подаваемого в МКП, АСУ ТП 11 использует ПИД-регулятор 32. Для этого АСУ ТП 11 на его вход задания SP подает сигнал 27 - значение уставки температуры НГК, подаваемого в МКП, заданной в соответствие с технологическим регламентом установки. Одновременно АСУ ТП 11 на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подает сигнал 26 - значение фактической температуры НГК, измеряемой датчиком 21, установленным на входе в МКП. В результате их обработки ПИД-регулятор 32 на своем выходе CV формирует сигнал 36, управляющий степенью открытия/закрытия КР 10, поддерживая температуру НГК, поступающего в МКП, путем регулирования расходом добываемой газоконденсатной смеси, проходящей через первую секцию ТО 13 «газ-конденсат».To maintain the temperature of the OGK supplied to the MCP, the
Для поддержания температуры газоконденсатной смеси в низкотемпературном сепараторе 18 АСУ ТП 11 использует ПИД-регулятор 33. Для этого АСУ ТП 11 на его вход задания SP подает сигнал 29 - значение уставки температуры в низкотемпературном сепараторе 18, заданной в соответствие с технологическим регламентом установки. Одновременно АСУ ТП 11 на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подает сигнал 28 - значение фактической температуры, измеряемое датчиком 19, установленным в низкотемпературном сепараторе 18. В результате их обработки ПИД-регулятор 33 на своем выходе CV формирует сигнал 37, задающий значение температуры добываемой газоконденсатной смеси на выходе АВО 8, который в виде уставки подают на вход САУ АВО 7, которая использует его и контролируемые ей параметры для управления тепловой производительностью АВО 8.To maintain the temperature of the gas condensate mixture in the low-
Обслуживающий персонал перед запуском установки в эксплуатацию вводит в БД АСУ ТП 11 первоначальные значения следующих параметров - степень открытия КР 2, КР 10, КР 14, редуцирующего КР 16 и нижнюю границу вариаций положения рабочего органа КР 2 - Smin_КР2, а также значения уставок для ПИД-регуляторов 30, 31, 32, 33:Before putting the unit into operation, the service personnel enters into the DB of the automated
- план расхода добытой газоконденсатной смеси по установке QГКС_ПЛАН;- flow plan of the produced gas condensate mixture for the installation Q GKS_PLAN ;
- температура осушенного газа Т°Суставка_ОГ, поступающего в МГП;- temperature of the dried gas Т°С setpoint_OG entering the MGP;
- температура НГК Т°Суставка_НГК, подаваемого в МКП;- temperature of NGK T°C setpoint_NGK supplied to MCP;
- температура в низкотемпературном сепараторе - Т°Суставка_НС. - temperature in the low-temperature separator - T°C setpoint_HC.
Кроме этого обслуживающий персонал вводит в БД АСУ границы допустимых изменений и ограничения для ряда параметров, необходимых для ее работы:In addition, the maintenance personnel enters into the ACS database the boundaries of permissible changes and restrictions for a number of parameters necessary for its operation:
а) уставка плана добычи газоконденсатной смеси QГКС_ПЛАН и ее допустимые вариации от Qmin_ГКС - минимально допустимое значение, и до Qmax_ГКС - максимально допустимое значение уставки. При этом разрешают АСУ ТП производить изменение уставки QГКС_ПЛАН только в случае необходимости и пошагово, на величину ΔQГКС_ПЛАН, которую назначают из соотношения где n - число допустимых шагов изменения уставки QГКС_ПЛАН. В дополнение к этому вводят границы допустимых положений SКР 2 рабочего органа КР 2, которые могут варьироваться от «полностью открыт» до «прикрыт до строго заданного, нижнего значения Smin_КР 2». В результате АСУ ТП 11 ограничивает работу КР 2 требованием одновременно соблюдать систему из двух неравенств с возможностью пошагового изменения уставки плана добычи газоконденсатной смесиa) setting of the gas condensate mixture production plan Q GKS_PLAN and its allowable variations from Q min_GKS - the minimum allowable value, and up to Q max_GKS - the maximum allowable setting value. At the same time, the automated process control system is allowed to change the setting Q GKS_PLAN only if necessary and step by step, by the value ΔQ GKS_PLAN , which is assigned from the ratio where n is the number of allowable steps for changing the setpoint Q GKS_PLAN . In addition to this, the limits of permissible positions S CR 2 of the working
б) уставка температуры осушенного газа, поступающего в МГП, и границы, в которых должна находиться фактическая температура Т°СОГ осушенного газа, которые задают неравенствомb) the temperature setting of the dry gas entering the MGP and the boundaries within which the actual temperature Т°С of the exhaust gas of the dried gas should be, which are given by the inequality
Т°Cmin_ОГ ≤ Т°СОГ ≤ Т°Cmax_ОГ,T°C min_exhaust ≤ T°C exhaust ≤ T°C max_exhaust ,
где Т°Cmin_ОГ минимально допустимое, а Т°Cmax_ОГ максимально допустимое значение температуры осушенного газа.where Т°C min_OG is the minimum allowable temperature and Т°C max_OG is the maximum allowable dry gas temperature.
в) уставка температуры НГК, поступающего в МКП и границы, в которых должна находиться фактическая температура Т°СНГК НГК, которые задают неравенствомc) the temperature setting of the oil and gas complex entering the MCP and the boundaries within which the actual temperature Т°С of the oil and gas complex of the oil and gas complex should be, which are given by the inequality
Т°Cmin_НГК ≤ Т°СНГК ≤ Т°Cmax_НГК,T°C min_NGK ≤ T°С NGK ≤ T°C max_NGK ,
где T°Cmin_НГК минимально допустимое, а Т°Cmax_НГК максимально допустимое значение температуры НГК.where T°C min_NGK is the minimum allowed value, and T°C max_NGK is the maximum allowable value of the NGK temperature.
г) уставка температуры в низкотемпературном сепараторе и границы, в которых должна находиться фактическая температура Т°СНС в нем, которые задают неравенствомd) the temperature setting in the low-temperature separator and the boundaries within which the actual temperature T ° C HC in it should be, which are given by the inequality
Т°Cmin_НС ≤ Т°СНС ≤ Т°Cmax_HC,T°C min_HC ≤ T°C HC ≤ T°C max_HC ,
где T°Cmin_HC минимально допустимое, а Т°Cmax_НС максимально допустимое значение температуры в низкотемпературном сепараторе.where T°C min_HC is the minimum allowable temperature and T°C max_HC is the maximum allowable temperature value in the low temperature separator.
В процессе эксплуатации установки, положение рабочих органов КР 10 и КР 14, в отличие от положения КР 2, может изменяться от «полностью открыт» до «полностью закрыт».During operation of the installation, the position of the working bodies of
Уставка плана расхода добываемой газоконденсатной смеси по установке QГКС_ПЛАН в виде сигнала 23 поступает на вход задания SP ПИД-регулятора 30, а уставки температур в виде сигналов 25, 27 и 29 АСУ ТП 11 подает на вход задания SP ПИД-регуляторов 31, 32 и 33, соответственно, которые управляют температурами в МГП, МКП и в низкотемпературном сепараторе 18.The setting for the flow rate plan of the produced gas condensate mixture at the Q GKS_PLAN unit in the form of a
В процессе эксплуатации установки АСУ ТП 11 в реальном режиме времени осуществляет контроль положения рабочих органов КР 2, КР 10, КР 14, а также температуры в низкотемпературном сепараторе 18 с помощью датчика 19, температуры осушенного газа/НГК, поступающих/подаваемых в МГП/МКП, с помощью датчиков 17 и 21, соответственно.During the operation of the plant, the automated
Контролируя указанные параметры, АСУ ТП 11 ведет управление технологическим процессом с учетом указанных выше ограничений и поддерживает стабильным выполнение планового задания по расходу добываемой газоконденсатной смеси - базовый, первый вид эксплуатации. Если в процессе работы не удастся достичь заданной температуры в низкотемпературном сепараторе 18 или заданной температуры осушенного газа/НГК, поступающего/подаваемого в МГП/МКП, либо рабочий орган КР 10 или КР 14 перейдет в одно из своих крайних положений - либо закрыт, либо открыт, то АСУ ТП 11 автоматически переходит на следующий режим, предусматривающий управление планом расхода добываемой газоконденсатной смеси QГКС_ПЛАН по установке в рамках допустимых вариаций. Этот режим АСУ ТП 11 реализует с помощью ПИД-регулятора 30 и управляемого им КР 2 в рамках ограничений, установленных системой неравенств (1), изменив значение первоначально заданной уставки по плану добычи на один шаг. Одновременно АСУ ТП 11 формирует сообщение оператору установки об автоматическом переводе установки на следующий режим работы.Controlling the specified parameters,
Данный режим АСУ ТП 11 реализует, увеличивая/уменьшая значение уставки плана расхода добываемой газоконденсатной смеси по установке, в зависимости от сложившейся ситуации в ту или иную сторону, до значенияThe
QГКС_ПЛАН ± ΔQГКС_ПЛАН = QГКС_ПЛАН ± (Qmax_ГКС - Qmin_ГКС)/n.Q GKS_PLAN ± ΔQ GKS_PLAN = Q GKS_PLAN ± (Q max_GKS - Q min_GKS )/n.
Это измененное значение АСУ ТП подает в виде сигнала 23 на вход SP ПИД-регулятора 30. Сравнивая ее значение с фактическим расходом добываемой газоконденсатной смеси ПИД-регулятор 30 на своем выходе CV формирует управляющий сигнал 34 и задает соответствующее значение степени открытия/закрытия КР 2. Это ведет к изменению расхода добываемой газоконденсатной смеси, проходящей через АВО 8 и величины перепада давления между входом и выходом установки, тем самым, повышает/понижает температуру в низкотемпературном сепараторе 18, что, в свою очередь, ведет к повышению/понижению температуры газа/НГК, поступающих в МГП/МКП.The APCS sends this changed value in the form of a
Корректировку значения уставки плана расхода добываемой газоконденсатной смеси QГКС_ПЛАН по установке АСУ ТП 11 производит пошагово в зависимости от направления возникшего нарушения и с учетом инерционности технологических процессов установки. Количество шагов n, перекрывающих весь интервал допустимых вариаций изменения уставки расхода добываемой газоконденсатной смеси по установке QГКС_ПЛАН как правило назначают равным 10, по 5 шагов в каждую сторону от первоначально заданного значения. При этом на каждом шаге АСУ ТП 11 реализует режим управления технологическими процессами установки с новым значением уставки в течение интервала времени не менее τconst, являющегося индивидуальной характеристикой установки, определяемой экспериментально. В частности, для установок Заполярного месторождения требуется время τconst для завершения переходных процессов порядка 10 минут. Если при реализации первого шага удается устранить возникшее нарушение в ходе технологического процесса - достичь заданной температуры в низкотемпературном сепараторе 18 или заданной температуры осушенного газа/НГК, поступающего/подаваемого в МГП/МКП, либо рабочий орган КР 10 или КР 14 перейдет в одно из своих рабочих положений, то АСУ ТП 11 продолжает работать, зафиксировав значение этой уставки в качестве задания. В противном случае АСУ ТП продолжит поиск, изменив значение уставки еще на один шаг.Adjustment of the setting value of the plan for the flow rate of the produced gas condensate mixture Q GKS_PLAN for the installation of
Такой режиме коррекции уставки QГКС_ПЛАН с помощью КР 2 в следствии изменения параметров состояния окружающей среды и иных причин позволяет АСУ ТП 11 многократно возвращаться к ранее реализованным режимам работы, в том числе и к первоначальному.This mode of correction of the setpoint Q GKS_PLAN using KR 2, due to changes in the parameters of the state of the environment and other reasons, allows the
Если в режиме коррекции уставки QГКС_ПЛАН с помощью КР 2 будет достигнута одна из границ допустимых вариаций расхода добываемой газоконденсатной смеси Qmin_ГКС или Qmax_ГКС, либо рабочий орган КР 2 перейдет в состояние «полностью открыт» или Smin_КР2, АСУ ТП 11 формирует об этом сообщение оператору установки для принятия решения по изменению режима работы кустов газодобывающих скважин, либо режима работы установки с подключением турбодетандерных агрегатов.If in the setting correction mode Q GKS_PLAN with the help of
Настройку используемых ПИД-регуляторов проводит обслуживающий персонал в момент запуска системы в работу под конкретный режим работы установки согласно методу, изложенному, например, в «Энциклопедии АСУ ТП», п. 5.5, ПИД-регулятор, ресурс: http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5. aspx#HandTuning.The adjustment of the used PID controllers is carried out by the maintenance personnel at the time the system is put into operation for a specific operating mode of the installation according to the method described, for example, in the "Encyclopedia of process control systems", clause 5.5, PID controller, resource: http://www.bookasutp .ru/Chapter5_5. aspx#HandTuning.
Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа с АВО на Севера РФ, реализован в ПАО «Газпром» ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении на УКПГ 1 В и УКПГ 2 В. Результаты эксплуатации показали его высокую эффективность. Заявляемое изобретение может широко использоваться и на других действующих и вновь осваиваемых газоконденсатных месторождениях РФ. Применение данного способа позволяет автоматически поддержать температурный режим на установках, расположенных в районах Севера РФ, в рамках технологических норм и ограничений, предусмотренных их технологическими регламентами, благодаря чему появляется возможность:The method for automatic control of a low-temperature gas separation unit from air coolers to the North of the Russian Federation was implemented at Gazprom PJSC Gazprom dobycha Yamburg LLC at the Zapolyarnoye oil and gas condensate field at GTP 1 V and GTP 2 V. The results of operation showed its high efficiency. The claimed invention can be widely used in other existing and newly developed gas condensate fields of the Russian Federation. The use of this method makes it possible to automatically maintain the temperature regime at plants located in the regions of the North of the Russian Federation, within the framework of technological standards and restrictions provided for by their technological regulations, which makes it possible to:
- удерживать в автоматическом режиме динамически изменяющийся температурный режим технологических процессов установки, обеспечивая ее эффективную работу с учетом динамики текущих значений внешних и внутренних параметров и допусков на вариации граничных значений контролируемых параметров;- keep in automatic mode the dynamically changing temperature regime of technological processes of the installation, ensuring its efficient operation, taking into account the dynamics of the current values of external and internal parameters and tolerances for variations in the boundary values of controlled parameters;
- осуществлять контроль и поддержание необходимой температуры осушенного газа и НГК, подаваемых, соответственно, в МГП и МКП, с целью защиты вечномерзлых грунтов от размораживания при подземной прокладке газо- и конденсатопроводов на Севере РФ.- to control and maintain the required temperature of dry gas and oil and gas supplied to MGP and MCP, respectively, in order to protect permafrost soils from thawing during underground laying of gas and condensate pipelines in the North of the Russian Federation.
Claims (3)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2783035C1 true RU2783035C1 (en) | 2022-11-08 |
Family
ID=
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU771422A1 (en) * | 1978-11-23 | 1980-10-15 | Специальное Проектно-Конструкторское Бюро "Промавтоматика" Министерства Приборостроения, Средств Автоматизации И Систем Управления Ссср | System for regulating process duty of low-temperature gas separation installation |
US20020185006A1 (en) * | 2001-03-29 | 2002-12-12 | Lecomte Fabrice | Process for dehydrating and fractionating a low-pressure natural gas |
US8128728B2 (en) * | 2006-05-05 | 2012-03-06 | Plasco Energy Group, Inc. | Gas homogenization system |
RU2685460C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-04-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes of the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
RU2692164C1 (en) * | 2018-10-08 | 2019-06-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate supplied to the main condensate line, using the air cooling apparatus, at the units of low-temperature gas separation in areas of the far north |
RU2709044C1 (en) * | 2019-01-09 | 2019-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of extreme north |
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU771422A1 (en) * | 1978-11-23 | 1980-10-15 | Специальное Проектно-Конструкторское Бюро "Промавтоматика" Министерства Приборостроения, Средств Автоматизации И Систем Управления Ссср | System for regulating process duty of low-temperature gas separation installation |
US20020185006A1 (en) * | 2001-03-29 | 2002-12-12 | Lecomte Fabrice | Process for dehydrating and fractionating a low-pressure natural gas |
US8128728B2 (en) * | 2006-05-05 | 2012-03-06 | Plasco Energy Group, Inc. | Gas homogenization system |
RU2685460C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-04-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes of the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
RU2692164C1 (en) * | 2018-10-08 | 2019-06-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate supplied to the main condensate line, using the air cooling apparatus, at the units of low-temperature gas separation in areas of the far north |
RU2709044C1 (en) * | 2019-01-09 | 2019-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of extreme north |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2680532C1 (en) | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes with the use of turboexpander aggregate on the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions | |
RU2685460C1 (en) | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes of the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions | |
RU2697208C1 (en) | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate supplied to main condensate line, using turboexpander unit, in installations of low-temperature gas separation in areas of extreme north | |
RU2692164C1 (en) | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate supplied to the main condensate line, using the air cooling apparatus, at the units of low-temperature gas separation in areas of the far north | |
RU2709044C1 (en) | Method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of extreme north | |
JPH05196349A (en) | Control system of gas liquefaction process | |
CN1869532A (en) | Automatic control method for central cold supply system | |
CN104061818A (en) | Temperature-control and energy-saving circulating water operation system | |
CN106246269A (en) | A kind of restructural compressed-air energy-storage system and optimal control method thereof | |
RU2700310C1 (en) | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate, supplied to main condensate line, at installations of low-temperature gas separation in areas of extreme north | |
Ha et al. | Modeling and optimal control of an energy-efficient hybrid solar air conditioning system | |
RU2783035C1 (en) | Method for automatic control of low-temperature gas separation unit with air cooling apparatus in the north of rf | |
RU2783034C1 (en) | Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit with air cooling apparatus in the extreme north of the russian federation | |
RU2783037C1 (en) | Method for automatic maintenance of the temperature condition on low-temperature gas separation installations with air cooling apparatus in the extreme north of the russian federation | |
RU2783036C1 (en) | Method for automatic maintenance of temperature condition at low-temperature gas separation installations with turbo-expander units in the extreme north of the russian federation | |
RU2783033C1 (en) | Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit with turbo-expander units in the extreme north of the russian federation | |
RU2781238C1 (en) | Method for automatic control of low-temperature gas separation unit with turbo-expander units in the north of rf | |
RU2782988C1 (en) | Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit operating in the conditions of the extreme north of the russian federation | |
RU2781231C1 (en) | Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit operating in the conditions of the north of the russian federation | |
RU2756966C1 (en) | Method for automatically maintaining the temperature regime of technological processes of low-temperature gas separation installation by turbo expanding unit in the conditions of north of russian federation | |
RU2756965C1 (en) | Method for automatic maintenance of temperature mode of installation of low temperature gas separation by adiabatic expansion, air cooling devices and/or their combination | |
RU2755099C1 (en) | Method for automatic control of low-temperature gas separation at oil and gas condensate fields in the north of the russian federation | |
US20210017905A1 (en) | Compressed air energy storage power generation apparatus | |
RU2743869C1 (en) | Method for automatic load distribution between low-temperature gas separation lines at gas treatment plants using air cooling units, oil and gas condensate fields of northern russia | |
RU2743690C1 (en) | Method for automatic load distribution between low-temperature gas separation lines with turbo-expander units at gas treatment facilities of northern russia |