RU2809678C1 - Certified vapor collection - Google Patents

Certified vapor collection Download PDF

Info

Publication number
RU2809678C1
RU2809678C1 RU2022127609A RU2022127609A RU2809678C1 RU 2809678 C1 RU2809678 C1 RU 2809678C1 RU 2022127609 A RU2022127609 A RU 2022127609A RU 2022127609 A RU2022127609 A RU 2022127609A RU 2809678 C1 RU2809678 C1 RU 2809678C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
hydrocarbon
flow
storage system
database
hydrocarbon storage
Prior art date
Application number
RU2022127609A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Пол МЬЮНДИНГ
Аарон Бейкер
Субин КИМ
Брукс Мимз ТАЛТОН, III
Original Assignee
ФЛОДЖИСТИКС, ЭлПи
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ФЛОДЖИСТИКС, ЭлПи filed Critical ФЛОДЖИСТИКС, ЭлПи
Application granted granted Critical
Publication of RU2809678C1 publication Critical patent/RU2809678C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: hydrocarbon storage.
SUBSTANCE: system and method for monitoring a hydrocarbon storage system is disclosed. The method uses a computer programmed with a process simulator function suitable for running equations of state and determining the unwanted release of hydrocarbons from a hydrocarbon storage system.
EFFECT: system and method for using the system provides the ability for an operator to determine if any unwanted emissions of hydrocarbon gases are occurring.
6 cl, 6 dwg

Description

Перекрестная ссылка на родственную заявкуCross reference to related application

[0001] Настоящая заявка заявляет преимущество по отношению к предварительной заявке США № 63/115,646, зарегистрированной 19 ноября 2020 года, которая при этом содержится по ссылке.[0001] This application claims benefit to U.S. Provisional Application No. 63/115,646, filed November 19, 2020, which is incorporated by reference.

Уровень техникиState of the art

[0002] Традиционная буровая площадка и другие системы хранения углеводородов типично включают в себя множество блоков, предназначенных для хранения и обработки углеводородных текучих сред. Такие блоки включают в себя, но не только: резервуарные парки 12, более конкретно резервуары 12a для хранения углеводородов и резервуары 12b для хранения пластовой воды, сепараторы 14, нагреватели-деэмульгаторы 16, блендеры или смесители 18, компрессоры 20, разделители 22 углеводородов в газообразном состоянии, факельные установки/скрубберы 24, факельные установки 26, клапаны 28, подходящие для регулирования потока текучей среды внутрь и/или наружу из различных блоков, башни сбора паров или другие сепарационные емкости 32, датчики 34 давления, температурные датчики 36 и расходомеры 38 (расходомеры 38 могут быть физическими измерительными приборами, размещенными, чтобы непосредственно наблюдать за потоком текучей среды, или виртуальными, полагающимися на входные данные из состояний автоматизированного оборудования, такого как компрессор, чтобы вычислять расход текучей среды). Как признают специалисты в области техники, каждый из вышеупомянутых компонентов и их работа являются хорошо известными специалистам в области техники. Дополнительно, специалисты в области техники также признают необходимость удерживать и предотвращать высвобождение углеводородов в газообразном состоянии в атмосферу.[0002] A conventional well site and other hydrocarbon storage systems typically include a plurality of units for storing and processing hydrocarbon fluids. Such units include, but are not limited to: tank farms 12, more specifically hydrocarbon storage tanks 12a and produced water storage tanks 12b, separators 14, demulsifier heaters 16, blenders or mixers 18, compressors 20, hydrocarbon gas separators 22 condition, flares/scrubbers 24, flares 26, valves 28 suitable for controlling the flow of fluid in and/or out of the various units, vapor collection towers or other separation vessels 32, pressure sensors 34, temperature sensors 36 and flow meters 38 ( flow meters 38 may be physical meters, positioned to directly observe fluid flow, or virtual meters, relying on input from the states of automated equipment such as a compressor to calculate fluid flow). As will be recognized by those skilled in the art, each of the above components and their operation are well known to those skilled in the art. Additionally, those skilled in the art also recognize the need to contain and prevent the release of hydrocarbons in a gaseous state into the atmosphere.

[0003] Текущие способы и системы для идентификации и отслеживания выбросов углеводородов в газообразном состоянии из буровой площадки и других систем 10 хранения углеводородов полагаются на дорогостоящие инфракрасные системы наблюдения. Типично, стоимость мониторинга системы 10 хранения углеводородов с помощью инфракрасной системы наблюдения может составлять около 3000$ в день или более. Дополнительно, таким системам могут препятствовать погодные условия, приводящие в результате к отложенному обнаружению углеводородных выбросов. Следовательно, система наблюдения, которая не полагается на инфракрасные датчики для обнаружения выбросов углеводородов в газообразном состоянии, будет предоставлять значительное улучшение в снижении выбросов углеводородов, и в то же время также экономя отрасли тысячи долларов на ежедневной основе для каждого местоположения.[0003] Current methods and systems for identifying and tracking gaseous hydrocarbon emissions from well site and other hydrocarbon storage systems 10 rely on expensive infrared monitoring systems. Typically, the cost of monitoring a hydrocarbon storage system 10 using an infrared surveillance system can be about $3,000 per day or more. Additionally, such systems may be hampered by weather conditions, resulting in delayed detection of hydrocarbon emissions. Therefore, a surveillance system that does not rely on infrared sensors to detect gaseous hydrocarbon emissions will provide a significant improvement in reducing hydrocarbon emissions, while also saving the industry thousands of dollars on a daily basis for each location.

Сущность изобретенияThe essence of the invention

[0004] В одном варианте осуществления настоящее раскрытие описывает способ идентификации нежелательной вентиляции газообразных углеводородов из системы хранения углеводородов. Способ содержит следующие этапы:[0004] In one embodiment, the present disclosure describes a method for identifying unwanted venting of hydrocarbon gases from a hydrocarbon storage system. The method contains the following steps:

предоставление базы данных для хранения данных о давлении, расходе и температуре;provision of a database for storing pressure, flow and temperature data;

предоставление центрального процессора, запрограммированного, чтобы выполнять функцию симулятора процесса и операции весовой компенсации, функция симулятора процесса запрограммирована, чтобы запускать уравнения состояния и принимать данные из упомянутой базы данных для использования в уравнениях состояния;providing a central processing unit programmed to perform a process simulator function and a weight compensation operation, the process simulator function programmed to run the state equations and receive data from said database for use in the state equations;

предоставление характерной для площадки схемы упомянутой системы хранения углеводородов для использования упомянутой функцией симулятора процесса;providing a site-specific diagram of said hydrocarbon storage system for use by said process simulator function;

упомянутая характерная для площадки схема упомянутой системы хранения углеводородов идентифицирует, по меньшей мере, один блок на объекте, выбранный из группы, состоящей из:said site-specific diagram of said hydrocarbon storage system identifies at least one unit at the site selected from the group consisting of:

компрессора, ассоциированного с линией сбора паров углеводородов;a compressor associated with a hydrocarbon vapor collection line;

факельной установки, ассоциированной с линией сбора паров углеводородов;a flare unit associated with a hydrocarbon vapor collection line;

факельной установки, ассоциированной с резервуаром для хранения сырой нефти;a flare unit associated with a crude oil storage tank;

факельной установки, ассоциированной с резервуаром для хранения пластовой воды;a flare unit associated with a reservoir for storing produced water;

блока хранения, потенциально содержащего пары углеводородов;a storage unit potentially containing hydrocarbon vapors;

блока обработки в упомянутой системе хранения углеводородов, которая формирует или изолирует пары углеводородов;a processing unit in said hydrocarbon storage system that generates or isolates hydrocarbon vapors;

температурного датчика, ассоциированного с блоком хранения, потенциально содержащим пары углеводородов, при этом каждый температурный датчик предоставляет данные в упомянутую базу данных;a temperature sensor associated with a storage unit potentially containing hydrocarbon vapors, each temperature sensor providing data to said database;

температурного датчика, ассоциированного с блоком обработки, который формирует или изолирует пары углеводородов, при этом каждый температурный датчик предоставляет данные в упомянутую базу данных;a temperature sensor associated with a processing unit that generates or isolates hydrocarbon vapors, each temperature sensor providing data to said database;

датчика расхода, ассоциированного с трубопроводами внутрь и наружу из каждого блока хранения, потенциально содержащих пары углеводородов, при этом каждый датчик расхода предоставляет данные в упомянутую базу данных;a flow sensor associated with piping in and out of each storage unit potentially containing hydrocarbon vapors, each flow sensor providing data to said database;

датчика расхода, ассоциированного с трубопроводами внутрь и наружу из каждого блока обработки, который формирует или изолирует пары углеводородов, при этом каждый датчик расхода предоставляет данные в упомянутую базу данных;a flow sensor associated with conduits in and out of each processing unit that generates or isolates hydrocarbon vapors, each flow sensor providing data to said database;

датчика расхода, ассоциированного с трубопроводами внутрь и наружу из каждого компрессора, ассоциированного с линией сбора углеводородов, при этом каждый датчик расхода предоставляет данные в упомянутую базу данных;a flow sensor associated with piping in and out of each compressor associated with the hydrocarbon collection line, each flow sensor providing data to said database;

датчика расхода, ассоциированного с трубопроводами внутрь и наружу из каждого компрессора, ассоциированного с резервуаром для хранения углеводородов, при этом каждый датчик расхода предоставляет данные в упомянутую базу данных;a flow sensor associated with piping in and out of each compressor associated with the hydrocarbon storage tank, each flow sensor providing data to said database;

датчика расхода, ассоциированного с трубопроводами внутрь и наружу из каждого компрессора, ассоциированного с блоком обработки углеводородов, при этом каждый датчик расхода предоставляет данные в упомянутую базу данных;a flow sensor associated with piping in and out of each compressor associated with the hydrocarbon processing unit, each flow sensor providing data to said database;

датчика давления, ассоциированного с трубопроводами внутрь и наружу из каждого блока хранения, потенциально содержащими пары углеводородов, при этом каждый датчик давления предоставляет данные в упомянутую базу данных;a pressure sensor associated with piping in and out of each storage unit potentially containing hydrocarbon vapors, each pressure sensor providing data to said database;

датчика давления, ассоциированного с трубопроводами внутрь и наружу из каждого блока обработки, который формирует или изолирует пары углеводородов, при этом каждый датчик давления предоставляет данные в упомянутую базу данных;a pressure sensor associated with conduits in and out of each processing unit that generates or isolates hydrocarbon vapors, each pressure sensor providing data to said database;

прием текучих сред;receiving fluids;

идентификация состава принятых текучих сред с точки зрения газообразных и жидких углеводородов и каких-либо водных текучих сред, поступающих в систему хранения углеводородов;identifying the composition of the received fluids in terms of gaseous and liquid hydrocarbons and any aqueous fluids entering the hydrocarbon storage system;

ввод относительных процентных долей газообразных и жидких углеводородов и водных текучих сред для принятых текучих сред в упомянутую базу данных для использования упомянутой функцией симулятора процесса;entering the relative percentages of gaseous and liquid hydrocarbons and aqueous fluids for the received fluids into said database for use by said process simulator function;

наблюдение суммарного объема газа, обрабатываемого каждым компрессором, с помощью виртуального или реального расходомера;monitoring the total volume of gas processed by each compressor using a virtual or real flow meter;

задание определенной пользователем суммарной процентной доли ошибок для датчиков расхода (TOTAL ERROR_%);setting a user-defined total percentage of errors for flow sensors (TOTAL ERROR_%);

с помощью данных о расходе от каждого датчика расхода, когда сохранены в базе данных, определение суммарного измеренного объема паров углеводородов (TVM), обрабатываемого системой хранения углеводородов;using the flow data from each flow sensor, when stored in a database, determining the total measured volume of hydrocarbon vapors (TVM) processed by the hydrocarbon storage system;

с помощью функции симулятора процесса для запуска уравнений состояния вычисление оценки симулятора процесса с точки зрения объема, обрабатываемого системой хранения углеводородов, где оценочный объем симулятора процесса для углеводородной системы равен суммарному расчетному объему паров, испаряющихся на площадке из каких-либо резервуаров или емкостей, формирующих или хранящих какие-либо жидкие углеводороды (HC), которые могут переходить в газообразное состояние и подаваться в систему сбора паров;using the process simulator function to run the equations of state, calculating the process simulator estimate in terms of the volume processed by the hydrocarbon storage system, where the estimated process simulator volume for the hydrocarbon system is equal to the total estimated volume of vapors evaporating on site from any tanks or vessels forming or storing any liquid hydrocarbons (HC) that may become gaseous and supplied to the vapor collection system;

выполнение операций весовой компенсации, вычисляющих суммарный вентилируемый объем всех блоков хранения и обработки в системе хранения углеводородов, где суммарный вентилируемый объем равен PSR - TVM ± TOTAL ERROR_%;performing weight compensation operations that calculate the total ventilated volume of all storage and processing units in the hydrocarbon storage system, where the total ventilated volume is equal to PSR - TVM ± TOTAL ERROR_%;

определение нежелательной вентиляции газообразных углеводородов, где нежелательная вентиляция указывается, когда суммарный вентилируемый объем больше нуля.definition of unwanted venting of hydrocarbon gases, where unwanted venting is indicated when the total volume vented is greater than zero.

Краткое описание чертежейBrief description of drawings

[0005] Фиг. 1A-C представляют блок-схему последовательности операций процесса из этапов для наблюдения и обнаружения выбросов газообразного углеводорода из системы хранения углеводородов, который реализуется в центральном процессоре или компьютерной системе.[0005] FIG. 1A-C are a flowchart of a process of steps for monitoring and detecting emissions of hydrocarbon gas from a hydrocarbon storage system, which is implemented in a central processing unit or computer system.

[0006] Фиг. 2A-B изображают примерный неограничивающий пример системы хранения на буровой площадке.[0006] FIG. 2A-B depict an exemplary non-limiting example of a wellsite storage system.

[0007] Фиг. 3 изображает примерный неограничивающий пример системы хранения углеводородов.[0007] FIG. 3 depicts an exemplary non-limiting example of a hydrocarbon storage system.

Подробное описание изобретенияDetailed Description of the Invention

[0008] Чертежи, включенные с этой заявкой, иллюстрируют некоторые аспекты вариантов осуществления, описанных в данном документе. Однако, чертежи не должны рассматриваться как исключительные варианты осуществления. Раскрытый предмет изучения допускает значительные модификации, изменения, сочетания и эквиваленты по форме и функции, которые придут на ум специалисту в области техники и имеют пользу этого открытия. Чертежи необязательно существуют в масштабе.[0008] The drawings included with this application illustrate certain aspects of the embodiments described herein. However, the drawings should not be construed as exclusive embodiments. The subject matter disclosed is subject to significant modifications, variations, combinations, and equivalents in form and function as come to the mind of one skilled in the art and benefit from the discovery. Drawings do not necessarily exist to scale.

[0009] Настоящее раскрытие может быть понято более легко посредством ссылки на эти подробные описания. Для простоты и ясности иллюстрации, когда целесообразно, ссылочные номера могут повторяться между различными чертежами, чтобы указывать соответствующие или аналогичные элементы. Кроме того, многочисленные конкретные детали излагаются для того, чтобы обеспечивать полное понимание различных вариантов осуществления, описываемы в данном документе. Однако, обычному специалисту в данной области техники будет понятно, что варианты осуществления, описанные в данном документе, могут быть применены на практике без этих конкретных деталей. В других случаях, способы, процедуры и компоненты не были описаны подробно с тем, чтобы не запутывать описываемый связанный релевантный признак. Также, описание не должно рассматриваться как ограничивающее рамки вариантов осуществления, описанных в данном документе.[0009] The present disclosure can be more easily understood by reference to these detailed descriptions. For simplicity and clarity of illustration, where appropriate, reference numerals may be repeated between different drawings to indicate corresponding or similar elements. In addition, numerous specific details are set forth in order to provide a thorough understanding of the various embodiments described herein. However, one of ordinary skill in the art will appreciate that the embodiments described herein may be practiced without these specific details. In other cases, methods, procedures and components have not been described in detail so as not to confuse the associated relevant feature being described. Also, the description should not be construed as limiting the scope of the embodiments described herein.

[0010] Как изображено, на фиг. 2A-B и 3, система для наблюдения и обнаружения выбросов газообразного углеводород из буровой площадки или системы 10 хранения углеводородов проявляется множеством способов как традиционная система хранения. Улучшенная система 10 хранения на буровой площадке включает в себя блоки, такие как, но не только: резервуарные парки 12, более конкретно резервуары 12a для хранения углеводородов и резервуары 12b для хранения пластовой воды, сепараторы 14, нагреватели-деэмульгаторы 16, блендеры или смесители 18, компрессоры 20, разделители 22 углеводородов в газообразном состоянии, факельные установки/скрубберы 24, факельные установки 26, клапаны 28, подходящие для регулирования потока текучей среды внутрь и/или наружу из различных блоков, башни сбора паров или другие сепарационные емкости 32, датчики 34 давления, температурные датчики 36 и расходомеры 38 (расходомеры 38 могут быть физическими измерительными приборами, размещенными, чтобы непосредственно наблюдать за потоком текучей среды, или виртуальными, полагающимися на входные данные из состояний автоматизированного оборудования, такого как компрессор, чтобы вычислять расход текучей среды). Как признают специалисты в области техники, каждый из вышеупомянутых компонентов и их работа являются хорошо известными специалистам в области техники.[0010] As depicted in FIG. 2A-B and 3, a system for monitoring and detecting hydrocarbon gas emissions from a well site or hydrocarbon storage system 10 manifests itself in a variety of ways as a conventional storage system. The improved wellsite storage system 10 includes units such as, but not limited to: tank farms 12, more specifically hydrocarbon storage tanks 12a and produced water storage tanks 12b, separators 14, demulsifier heaters 16, blenders or mixers 18 , compressors 20, gaseous hydrocarbon separators 22, flares/scrubbers 24, flares 26, valves 28 suitable for controlling fluid flow in and/or out of various units, vapor collection towers or other separation vessels 32, sensors 34 pressure, temperature sensors 36 and flow meters 38 (flow meters 38 can be physical meters, positioned to directly observe fluid flow, or virtual, relying on input from the states of automated equipment, such as a compressor, to calculate fluid flow). As will be recognized by those skilled in the art, each of the above components and their operation are well known to those skilled in the art.

[0011] Однако, в дополнение к вышеупомянутым блокам, система 10 хранения углеводородов включает в себя центральный процессор или компьютер 100, запрограммированный, чтобы выполнять функции, намеченные в общих чертах посредством блок-схемы последовательности операций процесса на фиг. 1A-C. Компьютер 100, с помощью функции симулятора процесса или модели и операций весовой компенсации, также сообщает данные веб-сайту, изображающему схему блоков, формирующих систему 10 хранения углеводородов. Функция симулятора процесса и схема сайта будут регулироваться, чтобы соответствовать блокам в каждой системе 10 хранения углеводородов. Дополнительный способ управления, раскрытый в данном документе, предоставляет значительное уменьшение выбросов углеводородных газов. В результате, раскрытый способ улучшает коммерческую ценность системы 10 хранения углеводородов, в то же время также улучшая окружающую среду.[0011] However, in addition to the above units, the hydrocarbon storage system 10 includes a central processing unit or computer 100 programmed to perform the functions outlined by the process flow diagram in FIG. 1A-C. The computer 100, through its process or model simulator function and weight compensation operations, also reports data to a website depicting a diagram of the blocks forming the hydrocarbon storage system 10. The process simulator function and site layout will be adjusted to match the units in each hydrocarbon storage system 10. The additional control method disclosed herein provides significant reductions in hydrocarbon gas emissions. As a result, the disclosed method improves the commercial value of the hydrocarbon storage system 10 while also improving the environment.

[0012] Компьютер 100 ассоциируется с базой данных, подходящей для хранения и осуществления доступа к телеметрическим данным, принятым от датчиков 34 давления, температурных датчиков 36 и расходомеров 38. Дополнительно, определенные пользователем данные, такие как суммарная процентная доля ошибок (∑Qerror_%), идентифицированная на этапе 6 на фиг. 1B, и значение суммарного вентилируемого объема (∑Qvent), т.е., объем вентилируемых высвобожденных газов, необходимый для инициирования тревожного оповещения о вентиляции, может быть первоначально вручную введен в базу данных, ассоциированную с компьютером, или автоматически введен по линии связи из модели симулятора процесса. Примечание: когда используется в данном документе, вентилируемые газы также известны как мгновенно выделяющиеся газы или мгновенно выделяемый объем. Как описано ниже в обсуждении способа работы улучшенной системы 10 хранения буровой площадки, суммарная процентная доля ошибок и суммарный вентилируемый объем будут последовательно определены эмпирическим способом следом за формированием достаточных данных посредством фактического управления системой 10 хранения на буровой площадке с помощью компьютера 100, активно наблюдающего за данными, предоставляемыми посредством датчиков 34 давления, температурных датчиков 36 и расходомеров 38.[0012] Computer 100 is associated with a database suitable for storing and accessing telemetry data received from pressure sensors 34, temperature sensors 36, and flow meters 38. Additionally, user-defined data such as cumulative error percentage (∑Q error_% ), identified in step 6 in FIG. 1B, and the value of the total ventilated volume (∑Q vent ), i.e., the volume of ventilated released gases required to initiate a ventilation alarm, may be initially manually entered into a database associated with the computer, or automatically entered over a communication link from the process simulator model. Note: When used in this document, vented gases are also known as flash gases or flash gases. As described below in the discussion of the method of operation of the improved wellsite storage system 10, the total error percentage and total ventilated volume will be subsequently determined empirically following the generation of sufficient data by actually operating the wellsite storage system 10 with the computer 100 actively monitoring the data. provided by pressure sensors 34, temperature sensors 36, and flow meters 38.

[0013] Как известно специалистам в области техники, природа принятых и хранящихся углеводородов будет определять конкретные блоки, необходимые в каждой системе 10 хранения углеводородов. Блоки, обычно встречающиеся в системе 10 хранения углеводородов, обсуждались выше. Природа каждого соответствующего блока будет определять тип датчиков, наблюдающих за блоком. Таким образом, каждый из следующих блоков будет наблюдаться посредством, по меньшей мере, одного датчика 34 давления: резервуары 12a для хранения углеводородов, резервуары 12b для хранения пластовой воды, колонны для сбора паров или другие сепарационные емкости 32 и нагреватели-деэмульгаторы 16. Примечание: опционально, когда резервуары 12a для хранения углеводородов группируются как парк резервуаров, единственный датчик 34 давления может быть размещен в линии протекания текучей среды, соединяющей резервуары, в противоположность использованию датчика давления на каждом отдельном резервуаре 12a. Аналогично, единственный датчик 34 давления может опционально использоваться для наблюдения за парком резервуаров 12b для хранения пластовой воды. В общем, использование датчиков 34 давления на каждой емкости для хранения будет улучшать точность и помогать в идентификации каких-либо утечек. Каждый из следующих блоков будет наблюдаться посредством, по меньшей мере, одного температурного датчика 36: резервуары 12a для хранения углеводородов, резервуары 12b для хранения пластовой воды, колонны для сбора паров или другие сепарационные емкости 32 и нагреватели-деэмульгаторы 16. Для всех фаз углеводородов и воды (водных текучих сред), проходящих через систему, фактические или виртуальные расходомеры 38 будут ассоциироваться с выпускными отверстиями, по меньшей мере, одного первичного сепаратора 14a и/или нагревателя-деэмульгатора 16. Таким образом, расходы жидких и газообразных углеводородов и расход воды (водного раствора) из первичного сепаратора 14a наблюдаются посредством расходомеров 38. Альтернативно, такие расходомеры могут быть ассоциированы с выпускными линиями нагревателя-деэмульгатора 16, когда такой блок используется в качестве первичного сепаратора выше по потоку от модуля A. Поток газа, создаваемый в системе 10 хранения углеводородов посредством сепараторов 14, ведущий в сбытовую ветку 42 трубопровода, блоки 32 сбора паров и факельные установки 26 могут также наблюдаться посредством расходомеров 38. Дополнительно, температура окружающего воздуха в системе 10 хранения углеводородов будет наблюдаться посредством отдельного температурного датчика 36a, расположенного в любом удобном месте в системе 10 хранения углеводородов. Наконец, датчик 37 барометрического давления может быть расположен в любом удобном месте в системе 10 хранения углеводородов. Например, температурный датчик 36a и датчик 37 барометрического давления могут быть установлены на опорную раму компрессора (не показана) таким способом, что компрессор 20 не влияет на наблюдение за окружающими условиями.[0013] As is known to those skilled in the art, the nature of the hydrocarbons received and stored will determine the specific units required in each hydrocarbon storage system 10. The units typically found in the hydrocarbon storage system 10 have been discussed above. The nature of each corresponding block will determine the type of sensors observing the block. Thus, each of the following units will be observed by at least one pressure sensor 34: hydrocarbon storage tanks 12a, produced water storage tanks 12b, vapor collection columns or other separation vessels 32, and demulsifier heaters 16. Note: Optionally, when hydrocarbon storage tanks 12a are grouped as a tank bank, a single pressure sensor 34 may be placed in a fluid flow line connecting the tanks, as opposed to using a pressure sensor on each individual tank 12a. Likewise, a single pressure sensor 34 can optionally be used to monitor a fleet of produced water storage tanks 12b. In general, the use of pressure sensors 34 on each storage container will improve accuracy and assist in identifying any leaks. Each of the following units will be monitored by at least one temperature sensor 36: hydrocarbon storage tanks 12a, produced water storage tanks 12b, vapor collection columns or other separation vessels 32, and demulsifier heaters 16. For all hydrocarbon phases and water (aqueous fluids) passing through the system, actual or virtual flow meters 38 will be associated with the outlets of at least one primary separator 14a and/or demulsifier heater 16. Thus, liquid and gaseous hydrocarbon flow rates and water flow rates ( aqueous solution) from the primary separator 14a are monitored by flow meters 38. Alternatively, such flow meters may be associated with the outlet lines of the heater-demulsifier 16 when such a unit is used as the primary separator upstream of module A. Gas flow generated in the storage system 10 hydrocarbons through separators 14 leading to the sales pipeline 42, vapor collection units 32 and flares 26 may also be monitored by flow meters 38. Additionally, the ambient air temperature in the hydrocarbon storage system 10 will be monitored by a separate temperature sensor 36a located at any convenient location. in the hydrocarbon storage system 10. Finally, barometric pressure sensor 37 may be located at any convenient location in the hydrocarbon storage system 10. For example, the temperature sensor 36a and the barometric pressure sensor 37 may be mounted on a compressor support frame (not shown) in such a way that the compressor 20 does not affect the monitoring of environmental conditions.

[0014] Как намечено в общих чертах в блок-схеме последовательности операций процесса на фиг. 1A-C, функция симулятора процесса компьютера 100 будет запрограммирована, чтобы использовать данные, принятые от датчиков 34 давления, температурных датчиков 36 и расходомеров 38 в характерной для площадки функции симулятора процесса. Опционально, функция симулятора процесса может также использовать данные площадки, полученные от температурного датчика 36a площадки и барометрического датчика 37. Функция симулятора процесса сообщает данные посредством схемы, отображаемой как веб-страница или GUI на мониторе, соответствующей конфигурации наблюдаемой системы 10 хранения углеводородов. Таким образом, схема представляет каждый блок, датчик и клапан системы 10 хранения углеводородов. Когда углеводороды втекают внутрь и обрабатываются или сохраняются в системе 10 хранения углеводородов, физическое место хранения является динамической системой с постоянно изменяющимися переменными. Во время работы системы 10 хранения углеводородов компьютер 100 запускает характерную для площадки функцию симулятора процесса и выполняет уравнения состояния, как намечено в общих чертах на фиг. 1A-C, чтобы определять математическое состояние динамической системы, т.е., природу углеводородов, проходящих через блоки системы. Как намечено в общих чертах на фиг. 1A-C и будет описано более подробно ниже, функция симулятора процесса и операции весовой компенсации компьютера 100 предоставляют возможность наблюдать за вентилируемыми газообразными углеводородами, также известными как мгновенно выделяющийся газ, и опционально сигнализировать об опасности или подсвечивать выброс через веб-сайт. Рассмотрим этапы 13 и 14 на фиг. 1C.[0014] As outlined in the process flow diagram in FIG. 1A-C, the process simulator function of computer 100 will be programmed to use data received from pressure sensors 34, temperature sensors 36, and flow meters 38 in a site-specific process simulator function. Optionally, the process simulator function may also use site data obtained from the site temperature sensor 36a and barometric sensor 37. The process simulator function reports data via a diagram, displayed as a web page or GUI on a monitor, corresponding to the configuration of the hydrocarbon storage system 10 being monitored. Thus, the diagram represents each block, sensor and valve of the hydrocarbon storage system 10. As hydrocarbons flow in and are processed or stored in the hydrocarbon storage system 10, the physical storage site is a dynamic system with constantly changing variables. During operation of the hydrocarbon storage system 10, the computer 100 runs a site-specific process simulator function and executes equations of state as outlined in FIG. 1A-C to determine the mathematical state of a dynamic system, i.e., the nature of the hydrocarbons passing through the blocks of the system. As outlined in FIG. 1A-C and will be described in more detail below, the process simulator function and weight compensation operations of computer 100 provide the ability to monitor vented hydrocarbon gases, also known as flash gases, and optionally alert or highlight the release via a website. Consider steps 13 and 14 in FIG. 1C.

[0015] В широком представлении, функция симулятора, работающая в компьютере 100, использует входные данные от датчиков, ассоциированных с идентифицированными блоками (модуль A на фиг. 2A и 3), чтобы формировать и сообщать оценки газа, получающиеся в результате от этих блоков, на схеме площадки, которая отображается на веб-странице или GUI, управляемом посредством компьютера 100. Например, как отражено на фиг. 2A-B, газ из резервуаров 12a для хранения углеводородов и газ из резервуаров 12b пластовой воды (блоки модуля A) пропускаются в блоки обработки, такие как факельная установка 26 и компрессор 20 в модуле B. Операции весовой компенсации выполняются с помощью данных от расходомеров и других датчиков блоков в модуле B, как изображено на фиг. 2B и 3. Как описано более подробно ниже, объемы газа из блоков хранения, таких как резервуары 12a для хранения углеводородов, резервуары 12b для пластовой воды, сепараторы 14, нагреватели-деэмульгаторы 16 и другие аналогичные емкости для хранения в модуле A, должны, в общем, равняться объему газа, обработанного последующими нижними по потоку блоками обработки, такими как факельные установки/скрубберы 24, факельные установки 26, колонны 32 для сбора паров и компрессоры 20 в модуле B. Таким образом, компьютер 100, с помощью функции симулятора процесса и операций весовой компенсации, сравнивает значения, созданные блоками хранения в модуле A, со значениями, созданными блоками обработки в модуле B, чтобы идентифицировать нежелательные утечки газообразных углеводородов и вероятное местоположение утечек. Сравнение использует этапы, изложенные на фиг. 1A-C.[0015] Broadly speaking, the simulator function running on computer 100 uses inputs from sensors associated with identified blocks (Module A in FIGS. 2A and 3) to generate and report gas estimates resulting from those blocks. on a site diagram that is displayed on a web page or GUI controlled by the computer 100. For example, as shown in FIG. 2A-B, gas from hydrocarbon storage tanks 12a and gas from produced water tanks 12b (module A units) are passed to processing units such as flare 26 and compressor 20 in module B. Weight compensation operations are performed using data from flow meters and other block sensors in module B, as shown in FIG. 2B and 3. As described in more detail below, gas volumes from storage units such as hydrocarbon storage tanks 12a, produced water tanks 12b, separators 14, demulsifier heaters 16 and other similar storage tanks in module A should, in generally equal to the volume of gas processed by subsequent downstream processing units such as flares/scrubbers 24, flares 26, vapor collection columns 32, and compressors 20 in module B. Thus, computer 100, using the process simulator function and weight compensation operations compares the values generated by the storage units in Module A with the values generated by the processing units in Module B to identify unwanted hydrocarbon gas leaks and the likely location of the leaks. The comparison uses the steps outlined in FIG. 1A-C.

[0016] Работа системы 10 хранения углеводородов будет описана со ссылкой на фиг. 1-3. Фиг. 2A-B и 3 являются просто примерами двух типичных мест хранения углеводородов. Другие конфигурации системы 10 хранения углеводородов могут также быть обслужены посредством операционного способа, раскрытого в данном документе. Как отражено на фиг. 2A, система 10 хранения углеводородов принимает углеводородное сырье из скважины (не показана) или трубопровода (не показан). Типично, углеводородное сырье первоначально принимается первичным сепаратором 14a системы 10 хранения углеводородов. Затем, разделенные потоки текучей среды пропускаются к соответствующим блокам в системе 10 хранения углеводородов для дальнейшей обработки, хранения или перемещения в сбытовую ветку 42 трубопровода. Эти блоки, такие как сепаратор 14, нагреватель-деэмульгатор 16, резервуары 12a для хранения углеводородов, резервуары 12b для хранения пластовой воды, факельные установки/скрубберы 24, факельные установки 26, все работают традиционным образом. Специалисты в области техники признают, что компоновка различных блоков в системе 10 хранения углеводородов может изменяться от площадки к площадке и будет включать в себя различные блоки, как диктуется текучими средами, которые должны быть обработаны и сохранены. Дополнительно, как изображено на фиг. 3, функция симулятора процесса компьютерной системы 100 может быть адаптирована для использования с парками 12 резервуаров, которые не ассоциируются со скважиной или другим непосредственным источником производства углеводородов.[0016] The operation of the hydrocarbon storage system 10 will be described with reference to FIG. 1-3. Fig. 2A-B and 3 are simply examples of two typical hydrocarbon storage locations. Other configurations of hydrocarbon storage system 10 may also be serviced by the operational method disclosed herein. As shown in FIG. 2A, hydrocarbon storage system 10 receives hydrocarbon feedstock from a well (not shown) or pipeline (not shown). Typically, the hydrocarbon feedstock is initially received by the primary separator 14a of the hydrocarbon storage system 10. The separated fluid streams are then passed to appropriate units in the hydrocarbon storage system 10 for further processing, storage, or transfer to the sales pipeline 42. These units, such as separator 14, demulsifier heater 16, hydrocarbon storage tanks 12a, produced water storage tanks 12b, flares/scrubbers 24, flares 26, all operate in a conventional manner. Those skilled in the art will recognize that the arrangement of the various units in the hydrocarbon storage system 10 may vary from site to site and will include different units as dictated by the fluids to be processed and stored. Additionally, as shown in FIG. 3, the process simulator function of the computer system 100 may be adapted for use with reservoir parks 12 that are not associated with a well or other direct source of hydrocarbon production.

[0017] Как обсуждалось выше, обязательные датчики 34 давления, температурные датчики 36 и расходомеры 38 устанавливаются на желаемые блоки. Каждый датчик связывается проводным или беспроводным соединением с компьютерной системой 100. Дополнительно, характерная для места схема выгружается в компьютерную систему 100. В одном варианте осуществления характерная для места схема может быть отображена как веб-страница в любом обычном веб-браузере, изображающая каждый блок, встречающийся в системе 10 хранения углеводородов. Каждый датчик может также быть отображен на веб-странице. Компьютерная система 100 включает в себя внутреннюю или внешнюю интерактивную базу данных, подходящую для хранения и извлечения данных, предоставленных различными датчиками системы 10 хранения углеводородов. Компьютерная система 100 дополнительно включает в себя функцию симулятора процесса, запрограммированную, чтобы принимать данные из базы данных. Функция симулятора процесса программируется, чтобы представлять предположительным или вероятным образом пар, получающийся в результате (мгновенно выделяющийся обем) от блоков в модуле A, как наблюдается посредством системы 10 хранения углеводородов. Один коммерчески доступный пакет программного обеспечения, приспособленный для выполнения описанной функции симулятора процесса, называется ProMax®, доступный от компании Brian and Engineering, LLC. Эта функция симулятора процесса может быть сконфигурирована пользователем, чтобы выполнять этапы последовательности операций процесса на фиг. 1A-C. Работа функции симулятора программного обеспечения соответствует этапам 1, 3-5 и 7-9 и 12 блок-схемы последовательности операций процесса на фиг. 1A-C, а также соответствует данным, принятым из модуля A на фиг. 2A и 3. Выходные данные функции симулятора представляются графически на пользовательской веб-странице как часть схемы площадки. Остальные этапы 2, 6, 10-11 и 13-14 на фиг. 1A-C выполняются в отдельной программе операций весовой компенсации. Операции весовой компенсации сравнивают результаты функции симулятора процесса, которые определены с помощью датчиков в модуле A, с данными, сообщенными от датчиков в модуле B в соответствии с этапами 6, 10-11 и 13-14 последовательности операций процесса. Таким образом, способ определяет, произошла ли нежелательная утечка.[0017] As discussed above, the required pressure sensors 34, temperature sensors 36, and flow meters 38 are installed on the desired blocks. Each sensor communicates via a wired or wireless connection with the computer system 100. Additionally, a site-specific diagram is uploaded to the computer system 100. In one embodiment, the site-specific diagram can be displayed as a web page in any conventional web browser depicting each block, occurring in the hydrocarbon storage system 10. Each sensor can also be displayed on a web page. The computer system 100 includes an internal or external online database suitable for storing and retrieving data provided by various sensors of the hydrocarbon storage system 10. The computer system 100 further includes a process simulator function programmed to receive data from the database. The process simulator function is programmed to represent the estimated or probable vapor resulting from the units in module A as observed by the hydrocarbon storage system 10. One commercially available software package adapted to perform the described process simulator function is called ProMax®, available from Brian and Engineering, LLC. This process simulator function can be configured by the user to perform the steps of the process flow in FIG. 1A-C. The operation of the software simulator function corresponds to steps 1, 3-5 and 7-9 and 12 of the process flow diagram in FIG. 1A-C and also corresponds to data received from module A in FIG. 2A and 3. The output of the simulator function is presented graphically on the user web page as part of the site diagram. The remaining stages 2, 6, 10-11 and 13-14 in Fig. 1A-C are performed in a separate weight compensation operation program. The weight compensation operations compare the results of the process simulator function, which are determined by the sensors in module A, with the data reported from the sensors in module B according to steps 6, 10-11 and 13-14 of the process flow. Thus, the method determines whether an unwanted leak has occurred.

[0018] Системы хранения углеводородов, ассоциированные со скважинами, добывающими углеводороды, и другими местами хранения, являются динамическими системами, подвергающимися постоянному изменению в соответствии с изменениями в составе поступающих текучих сред, изменениями в операционных и окружающих температурах, окружающем давлении и изменениями в пропускной способности вследствие условий ниже по потоку. Чтобы приспосабливаться к динамической природе системы 10 хранения углеводородов, компьютерная система 100, т.е., функция симулятора процесса (также называемая в данном документе просто функцией симулятора) компьютера 100, программируется с помощью уравнений состояния. Как известно специалистам в области техники, уравнения состояния предназначаются для обработки уравнений термодинамики и динамики текучих сред на основе входных данных, таких как объем, температура, давление, внутренняя энергия и расход. Специалист в области техники признает, что множество вариантов существуют для составления необходимого кодирования, чтобы выполнять функции, намеченные в общих чертах в блок-схеме последовательности операций на фиг. 1A-C. В дополнение к программному обеспечению, доступному от Brian Research and Engineering, LLC, пакет программного обеспечения, известный как Hysys®, от AspenTech, также предоставит необходимые функциональные возможности. Следовательно, последующее обсуждение будет фокусироваться на уникальных этапах, которые должны выполняться, чтобы идентифицировать нежелательную вентиляцию газообразных углеводородов.[0018] Hydrocarbon storage systems associated with hydrocarbon production wells and other storage locations are dynamic systems subject to constant change in accordance with changes in the composition of incoming fluids, changes in operating and ambient temperatures, ambient pressure and changes in throughput. due to downstream conditions. To accommodate the dynamic nature of the hydrocarbon storage system 10, the computer system 100, i.e., the process simulator function (also referred to herein simply as the simulator function) of the computer 100, is programmed using state equations. As is known to those skilled in the art, equations of state are intended to process equations of thermodynamics and fluid dynamics based on input data such as volume, temperature, pressure, internal energy, and flow rate. One skilled in the art will recognize that many options exist for composing the necessary coding to perform the functions outlined in the flowchart of FIG. 1A-C. In addition to the software available from Brian Research and Engineering, LLC, a software package known as Hysys® from AspenTech will also provide the necessary functionality. Therefore, the following discussion will focus on the unique steps that must be followed to identify unwanted hydrocarbon gas venting.

[0019] Способ, раскрытый в данном документе, предоставляет возможность отслеживания и идентификации нежелательных выбросов углеводородов из емкостей для хранения углеводородов. Вентиляция углеводородных газов из систем хранения не только приводит в результате к нежелательному загрязнению атмосферы, но также к потере доходов для оператора буровой площадки. Следовательно, следующий способ предоставляет значительное улучшение для систем хранения углеводородов. Способ будет описан со ссылкой на фиг. 1-3; однако, как отмечено выше, схемы на фиг. 2A-B и 3 являются просто примерными. Описанный способ подходит для любого места хранения углеводородов и может принимать данные от более широкого множества емкостей для хранения углеводородов, таких как, но не только, резервуары для товарной нефти, горизонтальные резервуары пулевидной формы и другие традиционные резервуары для хранения углеводородов, также как широкого множества блоков обработки, обычно ассоциируемых с такими емкостями для хранения, таких как, но не только, сепараторы, включающие в себя нагреватели-деэмульгаторы, колонны для сбора паров и другие блоки, обычно встречающиеся в соединении с резервуарами для хранения углеводородов. В общем, датчики, ассоциированные с емкостями для хранения, будут наблюдать за давлением и температурой в емкостях, в то время как датчики, ассоциированные с блоками обработки, будут наблюдать за температурой, давлением и расходами текучих сред, проходящих через блоки.[0019] The method disclosed herein provides the ability to monitor and identify unwanted hydrocarbon emissions from hydrocarbon storage tanks. Venting hydrocarbon gases from storage systems not only results in unwanted air pollution, but also in loss of revenue for the well site operator. Therefore, the following method provides a significant improvement for hydrocarbon storage systems. The method will be described with reference to FIG. 1-3; however, as noted above, the circuits in FIGS. 2A-B and 3 are merely exemplary. The described method is suitable for any hydrocarbon storage location and can accept data from a wider variety of hydrocarbon storage tanks, such as, but not limited to, crude oil tanks, horizontal bullet tanks and other conventional hydrocarbon storage tanks, as well as a wide variety of units treatments typically associated with such storage vessels, such as, but not limited to, separators, including demulsifier heaters, vapor collection columns, and other units typically found in connection with hydrocarbon storage tanks. In general, sensors associated with storage tanks will monitor the pressure and temperature in the tanks, while sensors associated with processing units will monitor the temperature, pressure and flow rates of fluids passing through the units.

[0020] Со ссылкой на фиг. 1A, этапы 1-3 могут происходить в любом порядке. Дополнительно, этапы 1 и 2 могут происходить после этапа 4. Как известно специалистам в области техники, уравнения состояния связывают значения давления, объема, температуры, внутренней энергии и расхода наблюдаемых газов и жидкостей. Например, простейшим уравнением состояния является PV=nRT, где P=давление, V=объем, T=температура, R=универсальная газовая постоянная и n=моли. Посредством использования уравнений состояния можно лучше понимать работу динамической системы текучей среды и то, работает или нет система правильно. Как обсуждалось выше, компьютерная система может быть легко запрограммирована, чтобы использовать уравнения состояния, соответствующие блок-схеме последовательности операций процесса, изложенной на фиг. 1A-C. Блок-схема последовательности операций процесса может быть приспособлена для наблюдения за широким диапазоном блоков, встречающихся в системах хранения углеводородов. Последующее обсуждение способа для наблюдения за выбросами газообразных углеводородов в месте хранения углеводородов ссылается на фиг. 2A-B и 3. Однако, фиг. 2A-B и 3 являются просто примерами подходящих площадок для применения на практике способа. Состав емкостей для хранения и блоков обработки может изменяться от площадки к площадке.[0020] With reference to FIG. 1A, steps 1-3 may occur in any order. Additionally, steps 1 and 2 may occur after step 4. As is known to those skilled in the art, equations of state relate the pressure, volume, temperature, internal energy, and flow rates of observable gases and liquids. For example, the simplest equation of state is PV=nRT , where P = pressure, V = volume, T = temperature, R = universal gas constant and n = moles. Through the use of equations of state, one can better understand the operation of a dynamic fluid system and whether or not the system is operating correctly. As discussed above, a computer system can be easily programmed to use equations of state corresponding to the process flow diagram set forth in FIG. 1A-C. The process flow diagram can be adapted to monitor the wide range of blocks found in hydrocarbon storage systems. The following discussion of a method for monitoring emissions of gaseous hydrocarbons at a hydrocarbon storage site refers to FIG. 2A-B and 3. However, FIG. 2A-B and 3 are merely examples of suitable sites for practicing the method. The composition of storage tanks and processing units may vary from site to site.

[0021] С продолжающейся ссылкой на фиг. 1A-C, на этапе 1, данные датчиков, предоставляемые датчиками 34 давления, температурными датчиками 36 и расходомерами 38, ассоциированными с емкостями 12a, 12b для хранения и опционально блоками обработки, такими как, но не только, сепараторы 14, нагреватели-деэмульгаторы 16, колонны 32 для сбора паров, расположенные выше по потоку от емкостей для хранения, т.е., блоками, соответствующими модулю A на примерных фиг. 2A и 3, принимаются посредством базы данных и становятся доступными функции симулятора процесса компьютера 100. На этапе 2 операционные данные, направленные на расходы и объемы, проходящие через различные блоки обработки ниже по потоку от емкостей 12a, 12b хранения, предоставляются посредством расходомеров 38, которые могут быть фактическими или виртуальными, и других датчиков, ассоциированных с блоками обработки, т.е., блоками, соответствующими модулю B или примерным фиг. 2B и 3, для операций весовой компенсации компьютера 100. Блоки обработки, обычно встречающиеся ниже по потоку от емкостей 12a, 12b для хранения, могут включать в себя, но не только, компрессоры 20, факельные установки/скрубберы 24, блоки 32 для сбора паров и факельные установки 26. Такие блоки обработки обычно ассоциируются с емкостями для хранения, наблюдаемыми на предмет выброса газообразных углеводородов. Операционные данные информируют функцию симулятора компьютера 100 о количестве газообразных углеводородов, которые, как ожидается, должны выделяться из емкостей 12a, 12b для хранения, и опционально блоков обработки выше по потоку от емкостей 12a, 12b для хранения. Дополнительно, операционные данные информируют функцию симулятора об объеме газа, обрабатываемого посредством блоков обработки ниже по потоку от емкостей 12a, 12b для хранения. Таким образом, данные на этапе 1 соответствует таким блокам и датчикам в модуле A на фиг. 2A и 3, в то время как данные на этапе 2 соответствуют таким блокам и датчикам в модуле B на фиг. 2B и 3.[0021] With continued reference to FIG. 1A-C, in step 1, sensor data provided by pressure sensors 34, temperature sensors 36, and flow meters 38 associated with storage vessels 12a, 12b and optionally processing units such as, but not limited to, separators 14, demulsifier heaters 16 , vapor collection columns 32 located upstream of the storage vessels, i.e., in blocks corresponding to module A in the exemplary FIGS. 2A and 3 are received via the database and the process simulator functions of the computer 100 become available. In step 2, operational data directed at the flow rates and volumes passing through the various processing units downstream of the storage tanks 12a, 12b are provided via flow meters 38, which may be actual or virtual, and other sensors associated with processing units, ie, units corresponding to module B or the exemplary FIG. 2B and 3, for weight compensation operations of computer 100. Processing units typically found downstream of storage vessels 12a, 12b may include, but are not limited to, compressors 20, flares/scrubbers 24, vapor collection units 32 and flares 26. Such treatment units are typically associated with storage vessels monitored for hydrocarbon gas emissions. The operational data informs the simulator function of the computer 100 about the amount of gaseous hydrocarbons that are expected to be released from the storage tanks 12a, 12b, and optionally processing units upstream of the storage tanks 12a, 12b. Additionally, the operational data informs the simulator function about the volume of gas being processed by the processing units downstream of the storage tanks 12a, 12b. Thus, the data in step 1 corresponds to such blocks and sensors in module A in FIG. 2A and 3, while the data in step 2 corresponds to such blocks and sensors in module B in FIG. 2B and 3.

[0022] Этап 3 содержит создание характерной для площадки схемы. Как обсуждалось выше, как минимум схема включает в себя все блоки, наблюдаемые на предмет вентиляции газообразных углеводородов, модуля A, и все блоки обработки, модуля B, встречающиеся на площадке для хранения углеводородов. Как изображено в примерной фиг. 3, площадка для хранения углеводородов может включать в себя, парки 12 резервуаров и отдельные емкости, например, нагреватель-деэмульгатор 16 и колонна 32 для сбора паров находятся ниже по потоку от какого-либо первичного сепаратора, не показан на фиг. 3, и выше по потоку от парков 12 резервуаров, ассоциированных с датчиками 34 давления и температурными датчиками 36. Этап 3 включает в себя подэтапы 3.1-3.5. На этапе 3 система 10 хранения углеводородов устанавливает взаимосвязь наблюдаемых блоков (этап 3.1) и идентифицирует эти блоки в функции симулятора, используемой для запуска уравнений состояния. Для этого, этапы 3.2-3.4 определяют состав текучих сред (водная фаза/жидкая фаза углеводорода/газообразная фаза углеводорода), обрабатываемый и хранящийся в функции симулятора компьютера 100. Однако, если фактический состав текучих сред в первичном сепараторе не известен, тогда компьютер 100, с помощью функции симулятора процесса, может выполнять обратное вычисление состава текучих сред с помощью образцов входных данных, соответствующих температуре (T), давлению (P) и расходу (Q), от различных датчиков в системе 10 хранения углеводородов и предпочтительно образца с конца процесса, т.е., выхода модуля B. После включения составов текучих сред, обрабатываемых на этапе 3.4, система подготавливает готовую для моделирования схему площадки и выгружает ее на веб-страницу или GUI (этапы 3.5 и 4). Схема площадки затем принимает данные, по меньшей мере, на ежедневной основе из функции симулятора компьютера 100. Однако, более частый ввод данных будет улучшать точность способа. Схема площадки может быть организована посредством компьютера 100 или посредством другой операционной системы на связи с компьютером 100, как отражено посредством этапа 5.[0022] Step 3 comprises creating a site-specific circuit. As discussed above, at a minimum, the design includes all units observed for hydrocarbon gas venting, Module A, and all processing units, Module B, encountered at the hydrocarbon storage site. As depicted in the exemplary FIG. 3, the hydrocarbon storage area may include tank banks 12 and separate vessels, for example, a demulsifier heater 16 and a vapor collection column 32 are located downstream of any primary separator, not shown in FIG. 3, and upstream of tank banks 12 associated with pressure sensors 34 and temperature sensors 36. Stage 3 includes sub-stages 3.1-3.5. In step 3, the hydrocarbon storage system 10 establishes the relationship of the observed blocks (step 3.1) and identifies these blocks in the simulator function used to run the equations of state. To do this, steps 3.2-3.4 determine the composition of the fluids (water phase/hydrocarbon liquid phase/hydrocarbon gas phase) processed and stored in the simulator function of the computer 100. However, if the actual composition of the fluids in the primary separator is not known, then the computer 100, using the process simulator function, can back-calculate the composition of the fluids using input data samples corresponding to temperature (T), pressure (P) and flow rate (Q) from various sensors in the hydrocarbon storage system 10 and preferably a sample from the end of the process, i.e., the output of module B. After incorporating the fluid compositions processed in step 3.4, the system prepares a simulation-ready site diagram and uploads it to the web page or GUI (steps 3.5 and 4). The site circuit then receives data at least on a daily basis from the simulator function of computer 100. However, more frequent input of data will improve the accuracy of the method. The site layout may be organized by the computer 100 or by another operating system in communication with the computer 100, as reflected by step 5.

[0023] На этапе 5 функциональная линия связи между веб-страницей и готовой для моделирования схемой площадки устанавливается. Как часть операции "начала продуктивной эксплуатации" моделирования, этап 6, выполняемый за пределами функции симулятора процесса, предоставляет определение первоначальной приемлемой суммарной процентной доли погрешности расхода (суммарная процентная доля ошибок (суммарная процентная доля ошибок (ΣQerror_%)). Приемлемая суммарная процентная доля ошибок будет основана на наблюдаемых трендах и известных наблюдениях фактических емкостей для хранения площадки хранения углеводородов и блоков обработки. ΣQerror_% используется впоследствии в блок-схеме последовательности операций процесса, как описано ниже. Когда компьютер 100 продолжает наблюдать за системой 10 хранения углеводородов, ΣQerror_% станет эмпирически определенным значением на основе опыта пользователя первоначально, а затем наблюдаемое изменение продвигается как усредненное на основе анализа тренда. (Специалисты в области техники знакомы с операциями, которые оценивают возможную процентную ошибку на основе опыта и затем, после наблюдения в течение периода времени, операция повторно регулирует суммарную процентную долю ошибок на основе наблюдений фактических ошибок, сообщаемых, в то время как выбросы физически не наблюдаются). В этом способе оператор может решить повторить процесс оценки суммарной процентной доли ошибок на основе опыта пользователя. Например, изменения в следующих условиях могут поддерживать обновление суммарной процентной доли ошибок (ΣQerror_%): изменение в характеристиках текучей среды, принятых на площадке для хранения углеводородов, изменение в атмосферных условиях на площадке для хранения углеводородов, изменение в температуре на углеводородной площадке, изменение в каком-либо из блоков обработки на площадке для хранения углеводородов или другое изменение, которое может получаться в результате преобразования, в целом, жидкого углеводорода в газообразный углеводород. Обновление суммарной процентной доли ошибок улучшает точность в выполнении этапов 13 и 14 посредством операций весовой компенсации. На этапе 7 данные о расходе от датчиков 38 расхода, ассоциированных с первичным сепаратором 14a, для каждой из водной фазы (Qwater), жидкой фазы (Qoil) углеводорода и газообразной фазы (Qgas) углеводорода, существующей в первичном сепараторе 14a, вводятся в функцию симулятора компьютера 100, и обновление выполняется в готовой для моделирования схеме площадки. Жидкие углеводороды, газообразные углеводороды и водная фаза последовательно проходят через или внутрь блоков модуля A на фиг. 2A и 3.[0023] In step 5, a functional link is established between the web page and the simulation-ready site diagram. As part of the "begin production" operation of the simulation, step 6, performed outside of the process simulator function, provides a determination of the initial acceptable total flow rate error percentage (total error percentage (total error percentage (ΣQ error_% )). Acceptable total percentage error errors will be based on observed trends and known observations of actual hydrocarbon storage site storage tanks and processing units. ΣQ error_% is subsequently used in the process flow diagram as described below. When computer 100 continues to monitor the hydrocarbon storage system 10, ΣQ error_ % will become an empirically determined value based on the user's experience initially, and then the observed change is advanced as an average based on trend analysis.( Those skilled in the art are familiar with operations that estimate the possible percentage error based on experience and then, after observation over a period of time, the operation re-adjusts the total error percentage based on observations of actual errors being reported while outliers are not physically observed). In this method, the operator may decide to repeat the process of estimating the overall error percentage based on the user's experience. For example, changes in the following conditions may support an update of the total error percentage (ΣQ error_% ): a change in fluid characteristics assumed at a hydrocarbon storage site, a change in atmospheric conditions at a hydrocarbon storage site, a change in temperature at a hydrocarbon storage site, a change in any of the processing units at the hydrocarbon storage site or other change that may result from the conversion of a generally liquid hydrocarbon to a gaseous hydrocarbon. Updating the total error percentage improves the accuracy in steps 13 and 14 through weight compensation operations. In step 7, flow data from flow sensors 38 associated with primary separator 14a for each of the aqueous phase (Q water ), liquid phase (Q oil ) of the hydrocarbon, and gas phase (Q gas ) of the hydrocarbon existing in the primary separator 14a is input into the computer simulator function 100, and the update is performed on the simulation-ready site diagram. Liquid hydrocarbons, gaseous hydrocarbons and an aqueous phase sequentially pass through or into the blocks of module A in FIG. 2A and 3.

[0024] На этапе 8 функция симулятора процесса запускает уравнения состояния и определяет на этапе 9 суммарный мгновенно выделяющийся объем (выделение газообразного углеводорода) для каждого из жидкостных резервуаров для хранения, таких как, но не только, резервуары 12a для хранения углеводородов (ΣQOT) и резервуары 12b для хранения пластовой воды (ΣQWT). Дополнительно, объем газа из каких-либо верхних по потоку сепараторов, т.е., блоков, которые находятся ниже по потоку от первичного сепаратора, показанного по ссылке 14a на примерной фиг. 2A, может быть включен в суммарные значения мгновенного выделения для этапа 9, тем самым, этап 9 учитывает весь ожидаемый газ, выделяющийся из блоков в модуле A. Например, на фиг. 3, нагреватель-деэмульгатор 16 и колонна 32 для сбора паров будут находиться ниже по потоку от первичного сепаратора, не показан, и выше по потоку от двух парков 12a, 12b резервуаров. Следовательно, данные от нагревателя-деэмульгатора 16 и колонны 32 для сбора паров будут предоставлены на рассмотрение в функцию симулятора процесса компьютера 100. Этап 10 может выполняться внутри функции симулятора процесса или за пределами функции симулятора процесса в операциях весовой компенсации. На этапе 10 данные, полученные с этапа 9, определяют суммарный объем газа из наблюдаемых блоков в модуле A и предоставляют его на этап 12 функции симулятора процесса или в программное обеспечение весовой компенсации, которое затем предоставляет данные на этап 12. Функция симулятора выполняет вычисления весовой компенсации (этап 10). На этапе 11, например, данные из модуля B на фиг. 2B и 3 используются для определения суммарного измеренного объема (TVM) газообразных углеводородов, обрабатываемых или манипулируемых посредством системы 10 хранения углеводородов. Эти данные предоставляются в программное обеспечение весовой компенсации посредством наблюдения, по меньшей мере, за одним из следующих датчиков: температурным датчиком 36 и датчиком 34 давления и данными о расходе от расходомеров 38, включающих в себя виртуальный расходомер, идентифицированный как VRU 38, ассоциированный с компрессорами 20, газосепараторами с факелом 24 и факельными установками 26. На этапе 12 объемы ΣQWT и ΣQOT, сформированные посредством функции симулятора, используются в вычислении оценки симулятора процесса (PSR). PSR является таким значением, которое отражает расчетный расход выделяющегося газа (мгновенно выделяющегося газа) из жидких углеводородов в резервуарах 12a для хранения углеводородов плюс выделяющийся газ (мгновенно выделяющийся газ) из пластовой воды в резервуарах 12b для хранения пластовой воды, также как любые блоки обработки, такие как нагреватели-деэмульгаторы или колонны для сбора паров, т.е., модуль A на фиг. 2A и фиг. 3. Значение PSR и значение TVM могут быть использованы в соединении с ΣQerror_% на этапе 13, выполняемом программным обеспечением весовой компенсации, чтобы определять суммарный вентилируемый объем (ΣQvent). Таким образом, на этапе 13 программное обеспечение весовой компенсации выполняет математическое сравнение газов, которые, как ожидается, должны выделяться или мгновенно выделяться из блоков в модуле A на фиг. 2A и 3, как определено функцией симулятора, с наблюдаемым значением газов, обрабатываемых блоками в модуле B на фиг. 2B и 3.[0024] At step 8, the process simulator function runs equations of state and determines at step 9 the total instantaneous volume released (hydrocarbon gas release) for each of the liquid storage tanks, such as, but not limited to, hydrocarbon storage tanks 12a (ΣQ OT ) and reservoirs 12b for storing produced water (ΣQ WT ). Additionally, the volume of gas from any upstream separators, ie, units that are downstream of the primary separator shown at reference 14a in exemplary FIG. 2A may be included in the instantaneous release totals for step 9, whereby step 9 accounts for all of the expected gas released from the blocks in module A. For example, in FIG. 3, the demulsifier heater 16 and vapor collection column 32 will be located downstream of a primary separator, not shown, and upstream of two tank banks 12a, 12b. Therefore, data from the demulsifier heater 16 and vapor collection column 32 will be provided to the process simulator function of the computer 100. Step 10 may be performed within the process simulator function or outside the process simulator function in weight compensation operations. At step 10, the data received from step 9 determines the total volume of gas from the observed blocks in module A and provides it to the process simulator function step 12 or to the weight compensation software, which then provides the data to step 12. The simulator function performs the weight compensation calculations (step 10). At step 11, for example, data from module B in FIG. 2B and 3 are used to determine the total volume measured (TVM) of gaseous hydrocarbons processed or manipulated by the hydrocarbon storage system 10. This data is provided to the weight compensation software by monitoring at least one of the following sensors: temperature sensor 36 and pressure sensor 34 and flow data from flow meters 38, including a virtual flow meter identified as VRU 38 associated with the compressors 20, flare gas separators 24, and flare units 26. In step 12, the volumes ΣQ WT and ΣQ OT generated by the simulator function are used in calculating the process simulator score (PSR). The PSR is such a value that reflects the estimated flow rate of the offgas (flash gas) from the liquid hydrocarbons in the hydrocarbon storage tanks 12a plus the offgas (flash) from the produced water in the produced water storage tanks 12b, as well as any processing units, such as demulsifier heaters or vapor collection columns, i.e., module A in FIG. 2A and FIG. 3. The PSR value and TVM value can be used in conjunction with ΣQ error_% in step 13 performed by the weight compensation software to determine the total ventilated volume (ΣQ vent ). Thus, in step 13, the weight compensation software performs a mathematical comparison of the gases expected to be emitted or instantaneously released from the blocks in module A of FIG. 2A and 3, as determined by the simulator function, with the observed value of the gases processed by the blocks in module B in FIG. 2B and 3.

[0025] В общем, значение, сформированное функцией симулятора на этапе 12 - значение PSR - будет предпочтительно равно значению TVM, поскольку это будет отражать перенос всего мгновенно выделяющегося газа из блоков модуля A в блоки модуля B. Однако, фактические операции типично ведут к некоторой потере газов. Следовательно, значение ∑Qvent будет затем использоваться для определения того, улетучивается или нет неприемлемый уровень газообразных углеводородов из системы 10 хранения углеводородов. Значение ΣQvent определяется на этапе 13 как ΣQvent=PSR - TVM ± ΣQerror_%. Таким образом, ΣQerror_% учитывает ошибку в оценке мгновенно выделяющегося газа с помощью уравнений состояния. Чрезмерная потеря мгновенно выделяющегося газа указывает утечку где-то в системе 10 хранения углеводородов. Следовательно, как отмечено на этапе 14, если ΣQvent значительно больше нуля, включая в себя рассмотрение значения для ΣQerror_%, компьютер 100 может опционально инициировать тревожное оповещение или предупреждение о чрезмерной вентиляции, т.е., нежелательной потере газа, сигнализирующее пользователю, наблюдающему веб-страницу или GUI.[0025] In general, the value generated by the simulator function in step 12 - the PSR value - will preferably be equal to the TVM value, since this will reflect the transfer of all flash gas from module A blocks to module B blocks. However, actual operations typically result in some loss of gases. Therefore, the ∑Q vent value will then be used to determine whether or not an unacceptable level of hydrocarbon gases is being released from the hydrocarbon storage system 10. The value of ΣQ vent is determined in step 13 as ΣQ vent =PSR - TVM ± ΣQ error_% . Thus, ΣQ error_% takes into account the error in estimating the instantaneously released gas using the equations of state. Excessive loss of flash gas indicates a leak somewhere in the hydrocarbon storage system 10. Therefore, as noted at step 14, if ΣQ vent is significantly greater than zero, including consideration of the value for ΣQ error_% , computer 100 may optionally trigger an alarm or warning of excessive ventilation, i.e., unwanted loss of gas, signaling to the user, viewer of a web page or GUI.

[0026] В этом случае, выражение "значительно больше нуля" будет первоначально определенным пользователем выражением. Однако, когда использование системы 10 хранения углеводородов продолжается, значение, заданное для инициирования тревожного оповещения, станет эмпирическим значением на основе изученных операционных характеристик использования системы 10 хранения углеводородов для конкретной конфигурации площадки. В качестве примера, первоначальное значение для выражения "значительно больше нуля" может быть числовой величиной, такой как > 1 MCFD или > 5 MCFD (MCFD равно 100 кубических футов в день). Затем в течение непрерывной эксплуатации системы 10 хранения углеводородов и компьютера 100 в течение двух или четырех недель компьютер 100 может устанавливать новое значение для выражения "значительно больше нуля", которое будет обновляться время от времени способом, аналогичным регулированию значения суммарной процентной доли ошибки по времени.[0026] In this case, the expression "significantly greater than zero" will be the initially user-defined expression. However, as use of the hydrocarbon storage system 10 continues, the value set to trigger the alarm will become an empirical value based on the learned operating characteristics of the use of the hydrocarbon storage system 10 for a particular site configuration. As an example, the initial value for the expression "significantly greater than zero" could be a numeric value such as >1 MCFD or >5 MCFD (MCFD equals 100 cubic feet per day). Then, during continuous operation of the hydrocarbon storage system 10 and the computer 100 for two or four weeks, the computer 100 may set a new value for "well greater than zero" which will be updated from time to time in a manner similar to adjusting the cumulative percentage error value over time.

[0027] Наконец, в случае инициированного тревожного оповещения, компьютер 100 может помогать в определении местоположения потенциальной утечки газообразного углеводорода. В этом режиме компьютер 100 изучает данные, сохраненные со временем в базе данных, и идентифицирует давления газа, которые не согласуются с историческими нормами. Показатель давления вне диапазона для резервуаров 12a или 12b для хранения может отражать потерю углеводородов через систему вентиляции (не показана) идентифицированного резервуара для хранения. Дополнительно, данные о расходе могут быть использованы для сообщения о продолжительности утечки и идентификации датчика, сообщающего о потере давления, отражающей потенциальное наличие и исходную точку утечки. С учетом возможности моделировать и сравнивать мгновенное выделение пара и сбор этот способ и система позволят операторам удостоверяться в захвате и удерживании газообразных углеводородов в системах хранения углеводородов.[0027] Finally, in the event of an alarm being triggered, computer 100 may assist in locating a potential hydrocarbon gas leak. In this mode, computer 100 examines data stored over time in a database and identifies gas pressures that are inconsistent with historical norms. An out-of-range pressure reading for storage tanks 12a or 12b may reflect loss of hydrocarbons through the vent system (not shown) of the identified storage tank. Additionally, flow data can be used to report leak duration and identify a sensor reporting pressure loss reflecting the potential presence and origin of a leak. With the ability to simulate and compare instantaneous vapor release and collection, this method and system will allow operators to verify the capture and containment of hydrocarbon gases in hydrocarbon storage systems.

[0028] Следующий теоретический пример будет лучше демонстрировать способ идентификации источника утечки. С помощью способа на фиг. 1A-C текущий способ определил, что площадка для хранения углеводородов, сконфигурированная, как изображено на фиг. 2A-B, должна обрабатывать 192 MCFD газа. Значение 192 MCFD было получено с помощью способа, описанного выше, и данных, полученных от следующих блоков, расположенных в модуле A: температура емкости для хранения, давление емкости для хранения, расход углеводорода (газообразного и жидкого) из первичных сепараторов и расход воды из первичных сепараторов.[0028] The following theoretical example will better demonstrate a method for identifying the source of a leak. Using the method in FIG. 1A-C, the current method has determined that a hydrocarbon storage area configured as depicted in FIG. 2A-B, must handle 192 MCFD gas. The 192 MCFD value was obtained using the method described above and data obtained from the following blocks located in module A: storage tank temperature, storage tank pressure, hydrocarbon flow (gaseous and liquid) from the primary separators, and water flow from the primary separators. separators.

[0029] Таким образом, в этом теоретическом примере, симулятор процесса оценил, что объем обработанного газа был 192 MCFD. Как обсуждалось выше, суммарная процентная ошибка для этой системы будет эмпирически определена. В этом примере суммарная процентная ошибка, как предполагается, должна быть равна пяти процентам от суммарного расчетного газа.[0029] Thus, in this theoretical example, the process simulator estimated that the volume of gas processed was 192 MCFD. As discussed above, the total percentage error for this system will be empirically determined. In this example, the total percentage error is assumed to be equal to five percent of the total design gas.

[0030] В целях этого примера теоретический измеренный объем газа, обработанного в модуле B площадки для хранения углеводородов, описанном на фиг. 2A-B, был 154 MCFD. Следовательно, фактический измеренный объем газа находится хорошо за пределами расчетного объема, равного 192 MCFD, даже когда рассматривается суммарная процентная ошибка, равная 5%. Соответственно, по меньшей мере, один из блоков, встречающихся в модуле A на фиг. 2A, вероятно имеет чрезмерную утечку или вентиляцию газа в атмосферу.[0030] For purposes of this example, the theoretical measured volume of gas processed in the hydrocarbon storage pad module B described in FIG. 2A-B, was the 154th MCFD. Therefore, the actual measured gas volume is well outside the calculated volume of 192 MCFD, even when a total percentage error of 5% is considered. Accordingly, at least one of the blocks appearing in module A in FIG. 2A is likely to have excessive gas leakage or venting to the atmosphere.

[0031] Чтобы определять вероятное местоположение утечки, система будет рассматривать данные датчиков, ассоциированные с емкостями для хранения и другими блоками, встречающимися в модуле A. Этот обзор будет разыскивать данные датчиков, которые выпадают из нормального диапазона значений, и будет идентифицировать, когда датчик записал данные вне диапазона. После завершения этого обзора оператор площадки для хранения углеводородов будет вероятно знать, какая емкость ответственна за утечку. Типично, наблюдение на месте будет подтверждать блок, ответственный за утечку.[0031] To determine the likely location of a leak, the system will review sensor data associated with storage tanks and other units found in Module A. This review will look for sensor data that falls outside the normal range of values and will identify when a sensor has recorded data is out of range. After completing this review, the hydrocarbon storage site operator will likely know which tank is responsible for the leak. Typically, on-site observation will confirm the unit responsible for the leak.

[0032] Другие варианты осуществления настоящего изобретения будут очевидны специалисту в области техники. По существу, предшествующее описание просто предоставляет возможность и описывает общие использования и способы настоящего изобретения. Соответственно, последующая формула изобретения определяет истинные рамки настоящего изобретения.[0032] Other embodiments of the present invention will be apparent to one skilled in the art. As such, the foregoing description merely provides and describes general uses and methods of the present invention. Accordingly, the following claims define the true scope of the present invention.

Claims (56)

1. Способ идентификации нежелательной вентиляции газообразных углеводородов из системы хранения углеводородов, содержащий этапы, на которых:1. A method for identifying unwanted venting of gaseous hydrocarbons from a hydrocarbon storage system, comprising the steps of: предоставляют базу данных для хранения данных о давлении, расходе и температуре;provide a database for storing pressure, flow and temperature data; предоставляют центральный процессор, запрограммированный, чтобы выполнять функцию симулятора процесса и операции весовой компенсации, причем функция симулятора процесса запрограммирована, чтобы запускать уравнения состояния и принимать данные из упомянутой базы данных для использования в уравнениях состояния;providing a central processing unit programmed to perform a process simulator function and a weight compensation operation, the process simulator function programmed to run state equations and receive data from said database for use in the state equations; предоставляют характерную для площадки схему упомянутой системы хранения углеводородов для использования упомянутой функцией симулятора процесса;providing a site-specific diagram of said hydrocarbon storage system for use by said process simulator function; причем упомянутая характерная для площадки схема упомянутой системы хранения углеводородов идентифицирует, по меньшей мере, один блок на объекте, выбранный из группы, состоящей из:wherein said site-specific diagram of said hydrocarbon storage system identifies at least one unit at the site selected from the group consisting of: компрессора, ассоциированного с линией сбора паров углеводородов;a compressor associated with a hydrocarbon vapor collection line; факельной установки, ассоциированной с линией сбора паров углеводородов;a flare unit associated with a hydrocarbon vapor collection line; факельной установки, ассоциированной с резервуаром для хранения сырой нефти;a flare unit associated with a crude oil storage tank; факельной установки, ассоциированной с резервуаром для хранения пластовой воды;a flare unit associated with a reservoir for storing produced water; блока хранения, потенциально содержащего пары углеводородов;a storage unit potentially containing hydrocarbon vapors; блока обработки в упомянутой системе хранения углеводородов, который формирует или изолирует пары углеводородов;a processing unit in said hydrocarbon storage system that generates or isolates hydrocarbon vapors; температурного датчика, ассоциированного с блоком хранения, потенциально содержащим пары углеводородов, при этом каждый температурный датчик предоставляет данные в упомянутую базу данных;a temperature sensor associated with a storage unit potentially containing hydrocarbon vapors, each temperature sensor providing data to said database; температурного датчика, ассоциированного с блоком обработки, который формирует или изолирует пары углеводородов, при этом каждый температурный датчик предоставляет данные в упомянутую базу данных;a temperature sensor associated with a processing unit that generates or isolates hydrocarbon vapors, each temperature sensor providing data to said database; датчика расхода, ассоциированного с трубопроводами внутрь и наружу из каждого блока хранения, потенциально содержащих пары углеводородов, при этом каждый датчик расхода предоставляет данные в упомянутую базу данных;a flow sensor associated with piping in and out of each storage unit potentially containing hydrocarbon vapors, each flow sensor providing data to said database; датчика расхода, ассоциированного с трубопроводами внутрь и наружу из каждого блока обработки, который формирует или изолирует пары углеводородов, при этом каждый датчик расхода предоставляет данные в упомянутую базу данных;a flow sensor associated with conduits in and out of each processing unit that generates or isolates hydrocarbon vapors, each flow sensor providing data to said database; датчика расхода, ассоциированного с трубопроводами внутрь и наружу из каждого компрессора, ассоциированного с линией сбора углеводородов, при этом каждый датчик расхода предоставляет данные в упомянутую базу данных;a flow sensor associated with piping in and out of each compressor associated with the hydrocarbon collection line, each flow sensor providing data to said database; датчика расхода, ассоциированного с трубопроводами внутрь и наружу из каждого компрессора, ассоциированного с резервуаром для хранения углеводородов, при этом каждый датчик расхода предоставляет данные в упомянутую базу данных;a flow sensor associated with piping in and out of each compressor associated with the hydrocarbon storage tank, each flow sensor providing data to said database; датчика расхода, ассоциированного с трубопроводами внутрь и наружу из каждого компрессора, ассоциированного с блоком обработки углеводородов, при этом каждый датчик расхода предоставляет данные в упомянутую базу данных;a flow sensor associated with piping in and out of each compressor associated with the hydrocarbon processing unit, each flow sensor providing data to said database; датчика давления, ассоциированного с трубопроводами внутрь и наружу из каждого блока хранения, потенциально содержащими пары углеводородов, при этом каждый датчик давления предоставляет данные в упомянутую базу данных;a pressure sensor associated with piping in and out of each storage unit potentially containing hydrocarbon vapors, each pressure sensor providing data to said database; датчика давления, ассоциированного с трубопроводами внутрь и наружу из каждого блока обработки, который формирует или изолирует пары углеводородов, при этом каждый датчик давления предоставляет данные в упомянутую базу данных;a pressure sensor associated with conduits in and out of each processing unit that generates or isolates hydrocarbon vapors, each pressure sensor providing data to said database; принимают текучие среды;accept fluids; идентифицируют состав принятых текучих сред с точки зрения газообразных и жидких углеводородов и каких-либо водных текучих сред, поступающих в систему хранения углеводородов;identifying the composition of the received fluids in terms of gaseous and liquid hydrocarbons and any aqueous fluids entering the hydrocarbon storage system; вводят относительные процентные доли газообразных и жидких углеводородов и водных текучих сред для принятых текучих сред в упомянутую базу данных для использования упомянутой функцией симулятора процесса;entering the relative percentages of gaseous and liquid hydrocarbons and aqueous fluids for the received fluids into said database for use by said process simulator function; наблюдают суммарный объем газа, обрабатываемый каждым компрессором, с помощью виртуального или реального расходомера;monitor the total volume of gas processed by each compressor using a virtual or real flow meter; задают определенную пользователем суммарную процентную долю ошибок для датчиков расхода (TOTAL ERROR_%);set a user-defined total error percentage for flow sensors (TOTAL ERROR_%); с помощью данных о расходе от каждого датчика расхода, когда сохранены в базе данных, определяют суммарный измеренный объем паров углеводородов (TVM), обрабатываемый системой хранения углеводородов;using the flow data from each flow sensor, when stored in the database, determining the total measured volume of hydrocarbon vapors (TVM) processed by the hydrocarbon storage system; с помощью функции симулятора процесса для запуска уравнений состояния вычисляют оценку симулятора процесса с точки зрения объема, обрабатываемого системой хранения углеводородов, где оценочный объем симулятора процесса для углеводородной системы равен суммарному расчетному объему паров, испаряющихся на площадке из каких-либо резервуаров или емкостей, формирующих или хранящих какие-либо жидкие углеводороды (HC), которые могут переходить в газообразное состояние и подаваться в систему сбора паров;using the process simulator function to run the equations of state, calculate a process simulator estimate in terms of the volume processed by the hydrocarbon storage system, where the estimated process simulator volume for the hydrocarbon system is equal to the total estimated volume of vapors evaporating on site from any tanks or vessels forming or storing any liquid hydrocarbons (HC) that may become gaseous and supplied to the vapor collection system; выполняют операции весовой компенсации, вычисляющие суммарный вентилируемый объем всех блоков хранения и обработки в системе хранения углеводородов, где суммарный вентилируемый объем равен PSR - TVM±TOTAL ERROR_%;perform weight compensation operations that calculate the total ventilated volume of all storage and processing units in the hydrocarbon storage system, where the total ventilated volume is equal to PSR - TVM±TOTAL ERROR_%; определяют нежелательную вентиляцию газообразных углеводородов, причем нежелательная вентиляция указывается, когда суммарный вентилируемый объем больше нуля.detect unwanted venting of hydrocarbon gases, with unwanted venting indicated when the total volume vented is greater than zero. 2. Способ по п 1, в котором этап идентификации состава углеводородов с точки зрения водных, газообразных и углеводородных текучих сред, поступающих в систему хранения углеводородов, повторяется, и если состав изменился, тогда этап установки определенной пользователем суммарной процентной доли ошибки для датчиков расхода (TOTAL ERROR_%) повторяется.2. The method of claim 1, wherein the step of identifying the hydrocarbon composition in terms of aqueous, gaseous and hydrocarbon fluids entering the hydrocarbon storage system is repeated, and if the composition has changed, then the step of setting a user-defined total error percentage for the flow sensors ( TOTAL ERROR_%) is repeated. 3. Способ по п. 2, в котором частота повторения этапа идентификации состава углеводородов с точки зрения водных, газообразных и углеводородных текучих сред, поступающих в систему хранения углеводородов, выполняется в ответ на изменение в температуре, которая определяется каким-либо одним из температурных датчиков, имеющихся в упомянутой системе хранения углеводородов.3. The method of claim 2, wherein the frequency of repetition of the step of identifying the composition of hydrocarbons in terms of aqueous, gaseous and hydrocarbon fluids entering the hydrocarbon storage system is performed in response to a change in temperature that is detected by any one of the temperature sensors available in said hydrocarbon storage system. 4. Способ по п. 2, в котором частота повторения этапа идентификации состава углеводородов с точки зрения водных, газообразных и углеводородных текучих сред, поступающих в систему хранения углеводородов, выполняется в ответ на изменение в давлении, которое определяется каким-либо одним из датчиков давления, имеющихся в упомянутой системе хранения углеводородов.4. The method of claim 2, wherein the frequency of repetition of the step of identifying the composition of hydrocarbons in terms of aqueous, gaseous and hydrocarbon fluids entering the hydrocarbon storage system is performed in response to a change in pressure that is detected by any one of the pressure sensors available in said hydrocarbon storage system. 5. Способ по п. 2, в котором частота повторения этапа идентификации состава углеводородов с точки зрения водных, газообразных и углеводородных текучих сред, поступающих в систему хранения углеводородов, выполняется в ответ на изменение в расходе текучей среды, который определяется каким-либо одним из датчиков расхода, имеющихся в упомянутой системе хранения углеводородов.5. The method of claim 2, wherein the frequency of repetition of the step of identifying the composition of hydrocarbons in terms of aqueous, gaseous and hydrocarbon fluids entering the hydrocarbon storage system is performed in response to a change in fluid flow rate, which is determined by any one of flow sensors available in said hydrocarbon storage system. 6. Система для идентификации вентиляции природного газа из системы хранения углеводородов, содержащая:6. A system for identifying natural gas vents from a hydrocarbon storage system, comprising: источник углеводородов;source of hydrocarbons; первый сепаратор в жидкостном сообщении с упомянутым источником углеводородов;a first separator in fluid communication with said source of hydrocarbons; причем упомянутый сепаратор сконфигурирован, чтобы обеспечивать первоначальное отделение упомянутых углеводородов в первую газовую фракцию, первую водную фракцию и первую жидкую углеводородную фракцию;wherein said separator is configured to initially separate said hydrocarbons into a first gas fraction, a first aqueous fraction, and a first liquid hydrocarbon fraction; причем упомянутый сепаратор находится в жидкостном сообщении с первым газовым сепаратором, нагревателем-деэмульгатором и резервуаром для пластовой воды;wherein said separator is in fluid communication with the first gas separator, the demulsifier heater and the produced water reservoir; первый клапан регулирует расход текучей среды от упомянутого первого сепаратора к упомянутому нагревателю-деэмульгатору;a first valve controls the flow of fluid from said first separator to said demulsifier heater; по меньшей мере, один резервуар для нефти в жидкостном сообщении с упомянутым нагревателем-деэмульгатором;at least one oil reservoir in fluid communication with said demulsifier heater; опциональная колонна для сбора паров может быть расположена между нагревателем-деэмульгатором и резервуаром для нефти;an optional vapor collection column can be located between the demulsifier heater and the oil tank; причем упомянутый нагреватель-деэмульгатор находится в жидкостном сообщении с газопроводом, по меньшей мере, одним резервуаром для хранения углеводородов и, по меньшей мере, одним резервуаром для пластовой воды;wherein said heater-demulsifier is in fluid communication with a gas pipeline, at least one hydrocarbon storage tank and at least one produced water tank; по меньшей мере, один датчик давления, расположенный для наблюдения давления пара в упомянутом, по меньшей мере, одном резервуаре для хранения углеводородов;at least one pressure sensor located to monitor the vapor pressure in the at least one hydrocarbon storage tank; по меньшей мере, один датчик давления, расположенный для наблюдения давления пара в упомянутом резервуаре для пластовой воды;at least one pressure sensor arranged to monitor the steam pressure in said produced water reservoir; первый температурный датчик, расположенный для наблюдения за температурой первого сепаратора;a first temperature sensor arranged to monitor the temperature of the first separator; второй температурный датчик, расположенный для наблюдения за температурой нагревателя-деэмульгатора;a second temperature sensor located to monitor the temperature of the demulsifier heater; третий температурный датчик, расположенный для наблюдения за температурой резервуара для хранения пластовой воды;a third temperature sensor arranged to monitor the temperature of the produced water storage tank; четвертый температурный датчик, расположенный для наблюдения за температурой резервуара для хранения углеводородов;a fourth temperature sensor located to monitor the temperature of the hydrocarbon storage tank; первый расходомер, расположенный для наблюдения за расходом газа из первого сепаратора в первый газовый сепаратор;a first flow meter arranged to monitor the flow of gas from the first separator to the first gas separator; второй расходомер, расположенный для наблюдения за расходом текучей среды из первого сепаратора в нагреватель-деэмульгатор;a second flow meter located to monitor the flow of fluid from the first separator to the demulsifier heater; третий расходомер, расположенный для наблюдения за расходом пластовой воды из первого сепаратора в резервуар для пластовой воды;a third flow meter located to monitor the flow of produced water from the first separator to the produced water reservoir; базу данных, сконфигурированную, чтобы хранить данные, вводимые из упомянутого, по меньшей мере, одного датчика давления, наблюдающего за давлением в упомянутом, по меньшей мере, одном резервуаре для хранения углеводородов, упомянутого, по меньшей мере, одного датчика давления, расположенного для наблюдения за давлением пара в упомянутом резервуаре для пластовой воды, каждого из упомянутых первого, второго, третьего и четвертого температурных датчиков и каждого из упомянутых первого, второго и третьего расходомеров;a database configured to store data input from said at least one pressure sensor monitoring the pressure in said at least one hydrocarbon storage tank, said at least one pressure sensor located to monitor the steam pressure in said produced water reservoir, each of said first, second, third and fourth temperature sensors and each of said first, second and third flow meters; компьютер, запрограммированный с помощью функции симулятора процесса, упомянутая функция симулятора процесса использует уравнения состояния, которые интерпретируют следующие переменные: давление, расход и температуру;a computer programmed with a process simulator function, said process simulator function uses equations of state that interpret the following variables: pressure, flow and temperature; упомянутый компьютер также запрограммирован, чтобы отображать схему упомянутой системы хранения углеводородов;said computer is also programmed to display a diagram of said hydrocarbon storage system; упомянутый компьютерный процессор, сконфигурированный, чтобы принимать данные из упомянутой базы данных и использовать принятые данные при запуске уравнений состояния;said computer processor configured to receive data from said database and use the received data when running state equations; упомянутая функция симулятора процесса анализирует результаты уравнений состояния и определяет объемы вентиляции газа из каждого из упомянутого резервуара для хранения углеводородов и упомянутого резервуара для пластовой воды и инициирует тревожное оповещение, когда суммарный вентилируемый объем газа больше предварительно определенного значения.said process simulator function analyzes the results of the state equations and determines gas vent volumes from each of said hydrocarbon storage tank and said produced water tank and triggers an alarm when the total gas vent volume is greater than a predetermined value.
RU2022127609A 2020-11-19 2021-11-19 Certified vapor collection RU2809678C1 (en)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US63/115,646 2020-11-19

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2809678C1 true RU2809678C1 (en) 2023-12-14

Family

ID=

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2302000C2 (en) * 2001-06-04 2007-06-27 Этомик Энерджи Коммишн, Стейт Оф Изрейэл Mode and a system of marking and definition of identity of liquid hydrocarbons
CN111860938A (en) * 2020-06-01 2020-10-30 浙江中控技术股份有限公司 Global blending scheduling optimization method for crude oil storage and transportation system

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2302000C2 (en) * 2001-06-04 2007-06-27 Этомик Энерджи Коммишн, Стейт Оф Изрейэл Mode and a system of marking and definition of identity of liquid hydrocarbons
CN111860938A (en) * 2020-06-01 2020-10-30 浙江中控技术股份有限公司 Global blending scheduling optimization method for crude oil storage and transportation system

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11037376B2 (en) Sensor location for rotating equipment in a petrochemical plant or refinery
US10794401B2 (en) Reactor loop fouling monitor for rotating equipment in a petrochemical plant or refinery
US10752844B2 (en) Rotating equipment in a petrochemical plant or refinery
US10183266B2 (en) Detecting and correcting vibration in heat exchangers
US20180283392A1 (en) Determining quality of gas for rotating equipment in a petrochemical plant or refinery
US20180284705A1 (en) Early surge detection of rotating equipment in a petrochemical plant or refinery
US20180282633A1 (en) Rotating equipment in a petrochemical plant or refinery
CN109061341A (en) Kalman filtering transformer fault prediction technique and system neural network based
EP3584657B1 (en) Risk assessment device, risk assessment method, and risk assessment program
WO2020153903A1 (en) Method and system for monitoring a gas distribution network operating at low pressure
EP3584656A1 (en) Risk assessment device, risk assessment method, and risk assessment program
RU2809678C1 (en) Certified vapor collection
US20220010935A1 (en) System and method for autonomous operation of pipeline and midstream facility systems
AU2021385080B2 (en) Certified vapor recovery
JP7374191B2 (en) Gas networks and methods for simultaneous detection of leaks and faults in gas networks under pressure or vacuum
JP7397080B2 (en) Gas networks and methods for detecting faults in gas networks under pressure or vacuum
CN115511236A (en) Petrochemical process safety risk dynamic assessment method and device
CN112537559A (en) Oil gas monitoring method and system for oil depot
US11867546B2 (en) Method and system for wireless flow sensing of manually operated valves
EP3891486B1 (en) Gas network and method for detecting leaks in a gas network under pressure or under vacuum
WO2020033035A1 (en) System for hydrogen detection in cooling towers
Somozas SELECTED PROCESS SAFETY SYSTEMS ANALYSED USING DYNAMIC SIMULATIONS
CN116448322A (en) Heat exchanger leakage monitoring device, monitoring method and electronic equipment
CN115823929A (en) Heat exchange control system, method and device and related products
El lmprove process control for natural gas heat exchangers