RU2809678C1 - Certified vapor collection - Google Patents
Certified vapor collection Download PDFInfo
- 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
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 204
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 204
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 176
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 156
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 89
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 62
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 57
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 41
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 238000010586 diagram Methods 0.000 claims description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 13
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 10
- 238000013022 venting Methods 0.000 claims description 10
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 claims 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000012552 review Methods 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 2
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 2
- 238000003915 air pollution Methods 0.000 description 1
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- RQXCLMGKHJWMOA-UHFFFAOYSA-N pridinol Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(C=1C=CC=CC=1)(O)CCN1CCCCC1 RQXCLMGKHJWMOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
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
[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
[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
[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]
[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:
[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
[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
[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
[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
[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
[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
[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
[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
[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,
[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_% ,
[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
[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,
[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)
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)
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)
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 |