RU2755099C1 - Method for automatic control of low-temperature gas separation at oil and gas condensate fields in the north of the russian federation - Google Patents
Method for automatic control of low-temperature gas separation at oil and gas condensate fields in the north of the russian federation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2755099C1 RU2755099C1 RU2020140792A RU2020140792A RU2755099C1 RU 2755099 C1 RU2755099 C1 RU 2755099C1 RU 2020140792 A RU2020140792 A RU 2020140792A RU 2020140792 A RU2020140792 A RU 2020140792A RU 2755099 C1 RU2755099 C1 RU 2755099C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- temperature
- condensate
- separator
- low
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D3/00—Arrangements for supervising or controlling working operations
- F17D3/01—Arrangements for supervising or controlling working operations for controlling, signalling, or supervising the conveyance of a product
Abstract
Description
Изобретение относится к области подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности, к автоматическому распределению нагрузки между теплообменниками на установках низкотемпературной сепарации (НТС) газа (далее установка), расположенных в районах Севера РФ.The invention relates to the field of preparation of natural gas and gas condensate for long-distance transport, in particular, to automatic load distribution between heat exchangers at low-temperature separation units (LTS) of gas (hereinafter referred to as the unit) located in the regions of the North of the Russian Federation.
На нефтегазоконденсатных месторождениях (НГКМ) Севера РФ при разработке валанжинских залежей широко применяется технологический процесс НТС газа на температурном уровне до минус 30°С [например, см. стр. 371-403, Гриценко А.И. и др. Сбор, промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. - 473 с.].At oil and gas condensate fields (NGKM) of the North of the Russian Federation, in the development of Valanginian deposits, the technological process of LTS gas at a temperature level of up to minus 30 ° C is widely used [for example, see pp. 371-403, Gritsenko A.I. and other Collection, field preparation of gas in the northern fields of Russia. - M .: JSC "Publishing house" Nedra ", 1999. - 473 p.].
На установке природный газ осушается по влаге и углеводородам до определенных кондиций в соответствии с требованиями и нормами для природного газа холодной климатической зоны по ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам», а конденсат газовый нестабильный (товарный) по СТО Газпром 5.11-2008 «Конденсат газовый нестабильный». Для соблюдения норм и требований этих регламентирующих документов температура в низкотемпературном сепараторе должна поддерживаться на уровне минус 23-30°С. Этот режим работы низкотемпературного сепаратора обеспечивает достижение температуры осушенного газа на выходе установки близким к температуре грунта, что в условиях Севера гарантирует стационарность состояния системы трубопровод - многолетнемерзлые породы [например, см. стр. 778, Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 880 с.].At the unit, natural gas is dried in terms of moisture and hydrocarbons to certain conditions in accordance with the requirements and standards for natural gas of a cold climatic zone according to OST 51.40-93 "Combustible natural gases supplied and transported through main gas pipelines", and unstable gas condensate (commercial) according to STO Gazprom 5.11-2008 “Unstable gas condensate”. To comply with the norms and requirements of these regulatory documents, the temperature in the low-temperature separator must be maintained at minus 23-30 ° C. This mode of operation of the low-temperature separator ensures that the temperature of the dried gas at the outlet of the installation is close to the temperature of the soil, which in the North guarantees the stationary state of the pipeline system - permafrost [for example, see p. 778, Vyakhirev R.I., Gritsenko A.I. , Ter-Sarkisov PM Development and operation of gas fields. - M .: LLC "Nedra-Business Center", 2002. - 880 p.].
Для получения низких температур на установке используют пластовую энергию природного газа или искусственное охлаждение. В первом случае температура природного газа понижается в результате адиабатического расширения (дросселирование), во втором - за счет внешних источников холода (агрегаты воздушного охлаждения, турбодетандерные агрегаты). В начальной и нарастающих стадиях эксплуатации НГКМ, как правило, используют технологические схемы с получением холода за счет дросселирования газа на штуцере.To obtain low temperatures, the unit uses reservoir energy of natural gas or artificial cooling. In the first case, the temperature of natural gas decreases as a result of adiabatic expansion (throttling), in the second - due to external sources of cold (air cooling units, turbo expander units). In the initial and increasing stages of oil and gas condensate field operation, as a rule, technological schemes are used with obtaining cold due to gas throttling at the choke.
Для рационального использования получаемого холода на установке в ее схему включают рекуперативные теплообменники (далее ТО), которые позволяют максимально использовать производимый холод за счет дросселирования газа на штуцере, обеспечивая поддержание параметров осушенного газа и нестабильного газового конденсата (НГК), подаваемых в магистральный газопровод (МГП) и магистральный конденсатопровод (МКП), соответственно, в рамках ограничений, заданных технологическим регламентом установки.For the rational use of the obtained cold at the installation, recuperative heat exchangers (hereinafter referred to as TO) are included in its scheme, which make it possible to maximize the use of the produced cold by throttling the gas at the choke, ensuring the maintenance of the parameters of dried gas and unstable gas condensate (NGK) supplied to the main gas pipeline (MGP ) and the main condensate pipeline (MCP), respectively, within the limits set by the technological regulations of the installation.
В процессе эксплуатации, по разным причинам, например, из-за залповых выбросов воды и/или пескопроявления в скважинах, возникающих при добыче природного газа, из-за коррозии оборудования и т.д., происходит изменение состояния оборудования установки, особенно сепаратора первой ступени сепарации газа, приводящее к ухудшению качества его работы. Это увеличивает унос из него капельной жидкости и механических примесей, что приводит к снижению эффективности работы ТО из-за загрязнения поверхности их теплообменных труб, происходит образование гидратных и иных отложений на стенках ТО, что, в свою очередь, приводит к изменению перепада давления в них и, в конечном итоге, сказывается на эффективности их работы.During operation, for various reasons, for example, due to burst outbursts of water and / or sand production in wells that occur during natural gas production, due to corrosion of equipment, etc., the state of the equipment of the installation, especially the first stage separator, changes. separation of gas, leading to a deterioration in the quality of its work. This increases the entrainment of droplet liquid and mechanical impurities from it, which leads to a decrease in the efficiency of the HE operation due to contamination of the surface of their heat exchange tubes, the formation of hydrate and other deposits on the walls of the HE, which, in turn, leads to a change in the pressure drop in them and, ultimately, affects the efficiency of their work.
Очевидно, что загрязнение поверхности теплообменных труб ТО, а также образование гидратных и иных отложений на их стенках будут происходить не равномерно. Поэтому фактическое состояние каждого из ТО по работоспособности со временем будет отличаться друг от друга. Следовательно, на установке, для повышения эффективности ее работы, процесс подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту необходимо осуществлять с учетом фактического состояния каждого ТО. Это позволит значительно повысить качество подготавливаемого природного газа к дальнему транспорту при соблюдении норм и ограничений технологического регламента установки.Obviously, contamination of the surface of the heat exchange tubes of the TO, as well as the formation of hydrate and other deposits on their walls, will not occur uniformly. Therefore, the actual state of each of the TOs in terms of operability over time will differ from each other. Consequently, in order to increase the efficiency of its operation, the process of preparing natural gas and gas condensate for long-distance transport at the installation must be carried out taking into account the actual state of each TO. This will significantly improve the quality of prepared natural gas for long-distance transport, while observing the norms and limitations of the plant's technological regulations.
Известен способ распределения нагрузки между ТО, работающими параллельно, который осуществляют с помощью клапана-регулятора (КР), установленного на входе первой секции одного из ТО типа «газ-газ» или «газ-конденсат», и управляемого вычислительным устройством, контролирующем разность температур между прямыми и обратными потоками на теплых и холодных концах ТО, расход прямого потока, давление прямого потока на входе и выходе ТО и расходы обратных потоков, по значениям которых вычислительное устройство определяет величину производной эксэргии по расходу для каждого ТО и используют ее в качестве командного сигнала [см., А.С. SU №802 775].There is a known method of distributing the load between TO operating in parallel, which is carried out using a regulator valve (KR) installed at the inlet of the first section of one of the TO type "gas-gas" or "gas-condensate", and controlled by a computing device that controls the temperature difference between the forward and reverse flows at the warm and cold ends of the TO, the flow rate of the forward flow, the pressure of the forward flow at the inlet and outlet of the TO and the flow rates of the reverse flows, according to the values of which the calculating device determines the value of the derivative of the exergy with respect to the flow rate for each TO and use it as a command signal [see, A.S. SU No. 802 775].
Недостатком указанного способа является то, что в нем распределение нагрузки между ТО ведется автономно, по производной эксэргии, т.е. оптимизируется работа самих ТО, а не в контексте комплексного управления технологическим процессом низкотемпературной сепарации, реализуемый всем комплексом оборудования установки. При этом не учитывается и фактическое состояния ТО при распределении нагрузки между ними. Как следствие, снижается эффективность процесса разделения газоконденсатной смеси, ухудшается качество подготовки газа и НГК к дальнему транспорту.The disadvantage of this method is that the distribution of the load between the TO is carried out autonomously, according to the derivative of exergy, i.e. the operation of the TO itself is optimized, and not in the context of the integrated management of the technological process of low-temperature separation, which is implemented by the entire set of equipment of the installation. At the same time, the actual state of maintenance is not taken into account when distributing the load between them. As a result, the efficiency of the gas-condensate mixture separation process decreases, the quality of gas and NGK preparation for long-distance transport deteriorates.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ подготовки природного газа методом низкотемпературной сепарации, включающий распределение нагрузки между двумя ТО типа «газ-газ» и «газ-конденсат», работающими параллельно, с помощью КР, установленного на входе первой секции одного из ТО, и управляемого автоматизированной системой управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки [см., стр. 56, Ланчаков Г.А., Кульков А.Н., Зиберт Г.К. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 279 с.].The closest in technical essence to the claimed invention is a method for the preparation of natural gas by the method of low-temperature separation, including the distribution of the load between two TO of the "gas-gas" and "gas-condensate" type, operating in parallel, using a KR installed at the inlet of the first section of one of TO, and controlled by an automated process control system (APCS) of the installation [see, p. 56, GA Lanchakov, AN Kulkov, GK Zibert. Technological processes for the preparation of natural gas and methods for calculating equipment. - M .: LLC "Nedra-Business Center", 2000. - 279 p.].
Существенным недостатком указанного способа является то, что в нем разделение потоков газа между первыми секциями ТО осуществляют так, чтобы температура охлажденного газа на выходе первой секции у обоих ТО была практически одинаковой. Такое распределение нагрузки между ТО нацелено на устранение потенциальных явлений турбулентности при смешении потоков после их выхода из первых секций обоих ТО, а не в контексте комплексного управления технологическим процессом низкотемпературной сепарации, реализуемый всем комплексом оборудования установки. При этом не учитывается фактическое состояние оборудования ТО, которое изменяется в процессе их эксплуатации. Как следствие, снижается эффективность процесса и качество подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту.A significant disadvantage of this method is that in it the separation of gas streams between the first sections of the HE is carried out so that the temperature of the cooled gas at the outlet of the first section for both HE is practically the same. This distribution of the load between the TO is aimed at eliminating the potential turbulence phenomena when the flows are mixed after their exit from the first sections of both HEs, and not in the context of the integrated management of the low-temperature separation technological process, which is implemented by the entire set of equipment of the installation. This does not take into account the actual state of maintenance equipment, which changes during their operation. As a result, the efficiency of the process and the quality of gas and gas condensate preparation for long-distance transport are reduced.
Целью настоящего изобретения является повышение эффективности процесса подготовки природного газа и НГК к дальнему транспорту с оптимизацией использования пластовой энергии для процесса низкотемпературной сепарации газа и улучшение качества подготавливаемой продукции, поставляемой потребителям.The aim of the present invention is to improve the efficiency of the process of preparing natural gas and oil and gas condensate for long-distance transport with the optimization of the use of reservoir energy for the process of low-temperature gas separation and improving the quality of the prepared products supplied to consumers.
Техническим результатом, достигаемым от реализации настоящего изобретения, является обеспечение заданной степени извлечения НГК из природного газа на установке при соблюдении норм и ограничений на технологические параметры процесса, установленные технологическим регламентом установки, с одновременным учетом фактического состояния ТО для оптимизации процессов НТС газа в нем.The technical result achieved from the implementation of the present invention is to provide a predetermined degree of oil and gas extraction from natural gas at the installation, subject to the norms and restrictions on the technological parameters of the process established by the technological regulations of the installation, while taking into account the actual state of TO to optimize the LTS processes of gas in it.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ автоматического управления низкотемпературной сепарацией газа на нефтегазоконденсатных месторождениях севера РФ, включает первичную очистку в сепараторе первой ступени сепарации добытой газоконденсатной смеси от механических примесей, водного раствора ингибитора (ВРИ) и тяжелых углеводородов НГК, которые, по мере их накопления в нижней части этого сепаратора, отводят в разделитель жидкостей (РЖ) для ее разделения на компоненты и дегазацию, при этом газ выветривания утилизируют, ВРИ направляют на регенерацию, а НГК с помощью насосного агрегата подают в МКП. Очищенную газоконденсатную смесь на выходе сепаратора первой ступени разделяют на два потока, один из которых подают на вход первой секции ТО «газ-газ, а второй поток через КР направляют на вход первой секции ТО «газ-конденсат». Оба ТО работают параллельною На выходе из первых секций эти потоки объединяют и подают объединенный поток через редуцирующий штуцер на адиабатическое расширение и далее, в низкотемпературный сепаратор, в котором производят финальное отделение осушенного газа от раствора ВРИ и НГК. Этот раствор, по мере его накопления в нижней части низкотемпературного сепаратора, направляют в РЖ через вторую секцию ТО «газ-конденсат», обеспечивая охлаждение потока добытой газожидкостной смеси, проходящей по его первой секции. Осушенный газ с выхода низкотемпературного сепаратора направляют через вторую секцию ТО «газ-газ» для рекуперации холода во второй поток добытой газожидкостной смеси, проходящий по первой секции этого же ТО. Выходящий из второй секции ТО «газ-газ» направляют в МГП. При этом следят за тем, чтобы нагрев осушенного газа осуществлялся до температуры, исключающей растепление мерзлого грунта вокруг МГП. Для этого устанавливают КР на байпасную линию второй секции ТО «газ-газ». Этим КР, и, соответственно, величиной потока газа через вторую секцию ТО «газ-газ» управляет ПИД-регулятор, который построен на базе АСУ ТП установки.This problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the method of automatic control of low-temperature gas separation at oil and gas condensate fields in the north of the Russian Federation includes primary cleaning in the separator of the first stage of separation of the produced gas-condensate mixture from mechanical impurities, aqueous inhibitor solution (ARI) and heavy hydrocarbons of NGK , which, as they accumulate in the lower part of this separator, are diverted to a liquid separator (LF) for its separation into components and degassing, while the weathering gas is utilized, VRI is sent to regeneration, and NGK is fed to the MCP using a pumping unit. The purified gas-condensate mixture at the outlet of the first stage separator is divided into two streams, one of which is fed to the inlet of the first section of the "gas-gas" TO, and the second flow through the KR is directed to the inlet of the first section of the "gas-condensate" TO. Both TOs work in parallel.At the outlet of the first sections, these streams are combined and the combined stream is fed through a reducing choke to adiabatic expansion and then to a low-temperature separator, in which the final separation of dried gas from the VRI and NGK solution is performed. This solution, as it accumulates in the lower part of the low-temperature separator, is directed to the RL through the second section of the "gas-condensate" TO, providing cooling of the flow of the produced gas-liquid mixture passing through its first section. The dried gas from the outlet of the low-temperature separator is directed through the second section of the "gas-gas" TO for cold recovery into the second stream of the produced gas-liquid mixture passing through the first section of the same TO. Outgoing from the second section of TO "gas-gas" is sent to the MGP. At the same time, make sure that the dried gas is heated to a temperature that excludes thawing of the frozen soil around the MHP. To do this, install the KR on the bypass line of the second section of the "gas-gas" TO. This KR, and, accordingly, the value of the gas flow through the second section of the gas-to-gas TO is controlled by the PID controller, which is built on the basis of the plant's automated process control system.
А распределение по потокам добытой газоконденсатной смеси между первыми секциями ТО «газ-газ» и «газ-конденсат» осуществляет КР, который установлен перед ТО «газ-конденсат». Управление им осуществляет другой ПИД-регулятор, также построенному на базе АСУ ТП установки. При этом АСУ ТП подает на вход задания обоих ПИД-регуляторов единое значение сигнала уставки температуры в низкотемпературном сепараторе газа, которую необходимо поддерживать при текущих условиях работы промысла в заданном диапазоне. Одновременно на вход обратной связи этих же ПИД-регуляторов АСУ ТП подает сигнал с датчика температуры в низкотемпературном сепараторе. Обрабатывая эти сигналы, указанные ПИД-регуляторы формируют на своих выходах управляющие сигналы для своих КР, соответственно. В результате они осуществляют управление количеством осушенного газа, проходящим по байпасной линии второй секции ТО «газ-газ», и потоками добытой газоконденсатной смеси, проходящими по первым секциям ТО «газ-газ» и «газ-конденсат», удерживая таким образом температуру в низкотемпературном сепараторе в заданном технологическим регламентом диапазоне. Одновременно АСУ ТП контролирует значения температуры осушенного газа, поступающего в МГК, и температуры НГК, подаваемого в МКП.And the distribution of the produced gas-condensate mixture between the first sections of the gas-gas and gas-condensate TO is carried out by the KR, which is installed before the gas-condensate TO. It is controlled by another PID controller, also built on the basis of the plant's automated process control system. At the same time, the APCS sends a single value of the temperature setpoint signal in the low-temperature gas separator to the input of the reference of both PID controllers, which must be maintained under the current operating conditions of the field in the specified range. At the same time, the ACS sends a signal from the temperature sensor in the low-temperature separator to the feedback input of the same PID controllers. By processing these signals, these PID controllers form control signals for their RCs at their outputs, respectively. As a result, they control the amount of dried gas passing through the bypass line of the second section of the gas-gas TO, and the flows of the produced gas-condensate mixture passing through the first sections of the gas-gas and gas-condensate TO, thus keeping the temperature in low-temperature separator in the range specified by the technological regulations. At the same time, the APCS monitors the temperature of the dried gas entering the MCP and the temperature of the NGK supplied to the MCP.
В случаях, когда значение температуры в МГП, либо МКП достигнет своих ограничительных уставок, верхней либо нижней, АСУ ТП формирует сообщение оператору установки о возникшем нарушении и необходимости принять решение об изменении режима работы установки.In cases when the temperature value in the MHP or MCP reaches its limiting settings, upper or lower, the APCS generates a message to the installation operator about the violation and the need to make a decision to change the installation operating mode.
В случаях, когда исполнительные органы обоих КР достигнут своих крайних положений - открыто либо закрыто, то АСУ ТП об этом формирует сообщение оператору установки и рекомендует принять решение об изменении режима работы установки.In cases when the executive bodies of both CDs reach their extreme positions - open or closed, the APCS generates a message about this to the installation operator and recommends a decision to change the installation operating mode.
На фиг. 1 приведена укрупненная принципиальная технологическая схема установок, эксплуатируемых на Заполярном НГКМ. В ней использованы следующие обозначения:FIG. 1 shows an enlarged schematic flow diagram of the units operated at the Zapolyarnoye oil and gas condensate field. It uses the following designations:
1 - входная линия установки;1 - inlet line of the installation;
2 - сепаратор первой ступени сепарации газа;2 - separator of the first stage of gas separation;
3 - КР расхода газоконденсатной смеси через первую секцию ТО «газ-конденсат» 6;3 - KP flow rate of the gas-condensate mixture through the first section of TO "gas-condensate" 6;
4 - АСУ ТП установки;4 - APCS of the installation;
5 - ТО «газ-газ»;5 - TO "gas-gas";
6 - ТО «газ-конденсат»;6 - TO "gas-condensate";
7 - РЖ;7 - RJ;
8 - КР расхода газа через вторую секцию ТО «газ-газ» 5;8 - КР gas flow rate through the second section of TO "gas-gas" 5;
9 - редуцирующий штуцер;9 - reducing fitting;
10 - насосный агрегат подачи НГК в МКП;10 - pumping unit for supplying oil and gas to the MCP;
11 - датчик температуры осушенного газа, подаваемого в МГП, установленный на выходе установки.11 - temperature sensor of the dried gas supplied to the MGP, installed at the outlet of the installation.
12 - датчик температуры в низкотемпературном сепараторе;12 - temperature sensor in the low-temperature separator;
13 - низкотемпературный сепаратор сепарации газа;13 - low-temperature gas separator;
14 - датчик температуры НГК, подаваемого в МКП, установленный на выходе установки.14 - temperature sensor of NGK supplied to the MCP, installed at the outlet of the installation.
На фиг. 2 приведена структурная схема автоматического управления распределения нагрузки между ТО установки. В ней использованы следующие обозначения:FIG. 2 shows a block diagram of the automatic control of load distribution between the plant maintenance. It uses the following designations:
15 - сигнал фактической температуры в низкотемпературном сепараторе 13, поступающий с датчика 12;15 - signal of the actual temperature in the low-
16 - сигнал задания (уставки) температуры в низкотемпературном сепараторе 13;16 - signal for setting (setting) the temperature in the low-
17 - ПИД-регулятор, управляющий через КР 8 режимом работы ТО «газ-газ» 5;17 - PID-regulator, which controls the gas-to-gas TO operation mode via
18 - ПИД-регулятор, управляющий через КР 3 режимом работы ТО «газ-конденсат» 6;18 - PID-controller, which controls the mode of operation of TO "gas-condensate" 6 through
19 - сигнал управления для КР 8;19 - control signal for
20 - сигнал управления для КР 3.20 - control signal for
ПИД-регуляторы 17 и 18 реализованы на базе АСУ ТП 4.
Способ автоматического управления низкотемпературной сепарацией газа на нефтегазоконденсатных месторождениях севера РФ работает следующим образом:The method for automatic control of low-temperature gas separation at oil and gas condensate fields in the north of the Russian Federation works as follows:
Добытая газоконденсатная смесь через входную линию 1 установки поступает в сепаратор 2 первой ступени сепарации газа. В сепараторе 2 происходит первичное очищение газоконденсатной смеси от механических примесей, водного раствора ингибитора (ВРИ), выделяется основное количество тяжелых углеводородов НГК, которые, по мере их накопления в нижней части сепаратора 2, отводятся в РЖ 7. Частично очищенная от капельной влаги и пластовой жидкости газоконденсатная смесь с выхода сепаратора 2 первой ступени сепарации газа разделяется на два потока. Первый поток направляется в трубное пространство первой секции ТО «газ-газ» 5, где происходит его предварительное охлаждение встречным потоком осушенного газа, поступающем из низкотемпературного сепаратора 13 и проходящем через вторую секцию ТО «газ-газ» 5. Второй поток через КР 3 подают в трубное пространство первой секции ТО «газ-конденсат» 6, который охлаждается встречным потоком смеси НГК и ВРИ, отводимой из низкотемпературного сепаратора газа 13 и проходящей через вторую секцию ТО «газ-конденсат» 6.The extracted gas-condensate mixture through the
Потоки газоконденсатной смеси, поступающие с выходов первых секций ТО «газ-газ» 5 и ТО «газ-конденсат» 6, объединяют и подают на вход штуцера 9. Проходя его, за счет дроссель-эффекта, температура газоконденсатной смеси резко снижается, а давление в ней падает до давления, при котором происходит максимально возможная конденсация углеводородов. И эта смесь далее поступает на вход низкотемпературного сепаратора газа 13. Вследствие изменения термодинамических условий и снижения скорости потока газоконденсатной смеси в сепараторе 13, происходит финальное выделение из нее осушенного газа, а смесь НГК и ВРИ собирается в нижней части низкотемпературного сепаратора 13.The flows of the gas-condensate mixture coming from the outputs of the first sections of the "gas-gas" 5 and the "gas-condensate" TO 6 are combined and fed to the inlet of the
Отсепарированный холодный осушенный газ на выходе из низкотемпературного сепаратора 13 разделяют на два потока, один из которых проходит через вторую секцию ТО «газ-газ» 5, где отдает холод встречному потоку добытой газоконденсатной смеси и далее подается в МГП, оснащенный датчиком температуры 11. Второй поток направляют по байпасной линии второй секции ТО «газ-газ» 5, на которую устанавливают КР 8, управляемый ПИД-регулятором 17. Такая схема управления степенью рекуперации холода в ТО «газ-газ» 5 совместно с параллельной рекуперацией холода в ТО «газ-конденсат» 6 обеспечивает оптимизацию работы низкотемпературного сепаратора 13 с учетом всех технологических норм и ограничений.The separated cold dried gas at the outlet of the low-
Смесь НГК и ВРИ, выходящая из нижней части низкотемпературного сепаратора 13, проходит через вторую секцию ТО «газ-конденсат» 6, где нагревается, отдавая свой холод встречному потоку добытой газожидкостной смеси, и поступает в РЖ 7, где происходит ее разделение и дегазация. Газ выветривания отправляется либо на факел, либо используется на собственные нужды промысла. ВРИ, выводимый из нижней части РЖ 7, направляют на регенерацию в цех регенерации ингибитора. Отделенный НГК, для дальнейшей транспортировки потребителям, подается насосом 10 в МКП, оснащенный датчиком температуры 14.The mixture of NGK and VRI, leaving the lower part of the low-
Задачу поддержания заданной температуры в низкотемпературном сепараторе 13 с распределением нагрузки между ТО «газ-газ» 5 и ТО «газ-конденсат» 6, решает совместная работа ПИД-регуляторов 17 и 18.The task of maintaining the set temperature in the low-
Для этого, на вход заданий SP ПИД-регуляторов 17 и 18, управляющих режимом работы ТО «газ-газ» 5 и ТО «газ-конденсат» 6, АСУ ТП 4 подает единое значение сигнала уставки 16 температуры в низкотемпературном сепараторе газа 13, которую необходимо поддерживать при текущих условиях работы промысла в заданном диапазоне. Одновременно на вход обратной связи PV этих же ПИД-регуляторов подают сигнал 15 с датчика температуры 12 в низкотемпературном сепараторе 13. В результате на выходах CV ПИД-регуляторы 17 и 18 формируют управляющие сигналы 19 и 20 для КР 8 и КР 3, соответственно и одновременно работают оба КР, при этом КР 8 управляет количеством холодного газа, проходящего по байпасной линии второй секции ТО «газ-газ» 5, регулируя тем самым рекуперацию холода в нем, а КР 3 распределяет поток добытой газоконденсатной смеси между первыми секциями ТО «газ-конденсат» 6 и ТО «газ-газ» 5, удерживая таким образом температуру в низкотемпературном сепараторе 13 в заданном технологическим регламентом диапазоне.To do this, to the input of the SP tasks of the
Одновременная реализация указанных операций позволяет поддерживать оптимальную температуру предварительного охлаждения газоконденсатной смеси, подаваемой с выходов первых секций ТО «газ-газ» 5 и ТО «газ-конденсат» 6 на вход редуцирующего штуцера 9. Как следствие, обеспечивается экономия энергии пласта газоносной залежи и продлевается срок эксплуатации промысла за счет этой энергии.Simultaneous implementation of these operations allows you to maintain the optimal temperature of pre-cooling of the gas-condensate mixture supplied from the outputs of the first sections of the "gas-gas" 5 and TO "gas-condensate" 6 to the inlet of the reducing
АСУ ТП 4, для обеспечения требований технологического регламента установки по соблюдению норм и ограничений при подготовке природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в реальном режиме работы осуществляет контроль температуры осушенного газа и НГК, подаваемого в МГП и МКП, соответственно, с помощью датчиков 11 и 14. В случаях, когда значение температуры в МГП, либо МКП достигнет своих ограничительных уставок (верхней, либо нижней), то АСУ ТП 4 формирует сообщение оператору установки о возникшем нарушении и необходимости принять решение об изменении режима работы установки.
В случаях, когда положения исполнительных органов обоих КР достигнут своих крайних положений - открыт (закрыт), то АСУ ТП 4 об этом формирует сообщение оператору установки и рекомендует принять решение об изменении режима работы установки.In cases where the positions of the executive bodies of both KR reach their extreme positions - open (closed), the
Настройку используемых ПИД-регуляторов проводит обслуживающий персонал в момент запуска системы в работу под конкретный режим работы установки согласно методу, изложенному, например, в «Энциклопедии АСУ ТП», п. 5.5, ПИД- регулятор, ресурс:The tuning of the used PID controllers is carried out by the maintenance personnel at the time of starting the system into operation for a specific operating mode of the installation according to the method set forth, for example, in the "Encyclopedia of ACS TP", p. 5.5, PID controller, resource:
http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.
Способ автоматического управления низкотемпературной сепарацией газа на нефтегазоконденсатных месторождениях севера РФ реализован в ПАО «Газпром» ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном НГКМ на установках комплексной подготовки газа 1 В и 2 В. Результаты эксплуатации показали его высокую эффективность. Заявляемое изобретение может широко использоваться и на других действующих и вновь осваиваемых НГКМ РФ.The method of automatic control of low-temperature gas separation at oil and gas condensate fields in the north of the Russian Federation was implemented in PJSC Gazprom, OOO Gazprom dobycha Yamburg at the Zapolyarnoye oil and gas condensate field at integrated gas treatment units 1 B and 2 V. The operation results showed its high efficiency. The claimed invention can be widely used in other operating and newly developed oil and gas condensate fields of the Russian Federation.
Применение данного способа позволяет повысить эффективность процесса подготовки природного газа и НГК к дальнему транспорту и улучшить качество подготавливаемой продукции для поставки потребителям.The use of this method makes it possible to increase the efficiency of the process of preparing natural gas and oil and gas condensate for long-distance transport and improve the quality of prepared products for delivery to consumers.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020140792A RU2755099C1 (en) | 2020-12-09 | 2020-12-09 | Method for automatic control of low-temperature gas separation at oil and gas condensate fields in the north of the russian federation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020140792A RU2755099C1 (en) | 2020-12-09 | 2020-12-09 | Method for automatic control of low-temperature gas separation at oil and gas condensate fields in the north of the russian federation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2755099C1 true RU2755099C1 (en) | 2021-09-13 |
Family
ID=77745491
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020140792A RU2755099C1 (en) | 2020-12-09 | 2020-12-09 | Method for automatic control of low-temperature gas separation at oil and gas condensate fields in the north of the russian federation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2755099C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2782988C1 (en) * | 2022-03-15 | 2022-11-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit operating in the conditions of the extreme north of the russian federation |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6767388B2 (en) * | 2001-03-29 | 2004-07-27 | Institut Francais Du Petrole | Process for dehydrating and fractionating a low-pressure natural gas |
RU2476789C1 (en) * | 2011-08-24 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation |
RU2680532C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-02-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes with the use of turboexpander aggregate on the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
RU2685460C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-04-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes of the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
-
2020
- 2020-12-09 RU RU2020140792A patent/RU2755099C1/en active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6767388B2 (en) * | 2001-03-29 | 2004-07-27 | Institut Francais Du Petrole | Process for dehydrating and fractionating a low-pressure natural gas |
RU2476789C1 (en) * | 2011-08-24 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation |
RU2680532C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-02-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes with the use of turboexpander aggregate on the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
RU2685460C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-04-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes of the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
БЕКИРОВ Т. М. и др., Технология обработки газа и конденсата, Москва, Недра, 1999, с. 289-338. * |
ЛАНЧАКОВ Г.А. и др., Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования, Москва, ООО Недра-Бизнесцентр, 2000, с. 56. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2782988C1 (en) * | 2022-03-15 | 2022-11-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit operating in the conditions of the extreme north of the russian federation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2680532C1 (en) | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes with the use of turboexpander aggregate on the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions | |
RU2685460C1 (en) | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes of the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions | |
US6085546A (en) | Method and apparatus for the partial conversion of natural gas to liquid natural gas | |
US9207019B2 (en) | Heat recovery for bitumen froth treatment plant integration with sealed closed-loop cooling circuit | |
RU2697208C1 (en) | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate supplied to main condensate line, using turboexpander unit, in installations of low-temperature gas separation in areas of extreme north | |
RU2692164C1 (en) | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate supplied to the main condensate line, using the air cooling apparatus, at the units of low-temperature gas separation in areas of the far north | |
US10393430B2 (en) | Method and system to control the methane mass flow rate for the production of liquefied methane gas (LMG) | |
RU2709044C1 (en) | Method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of extreme north | |
RU2188370C2 (en) | Method and device for control of condensation of hydrocarbon gas flow | |
RU2700310C1 (en) | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate, supplied to main condensate line, at installations of low-temperature gas separation in areas of extreme north | |
US6269656B1 (en) | Method and apparatus for producing liquified natural gas | |
RU119389U1 (en) | INSTALLATION FOR PREPARATION OF GAS OIL AND GAS-CONDENSATE DEPOSITS FOR TRANSPORT | |
RU2709119C1 (en) | Method for optimizing the process of washing the inhibitor from unstable gas condensate at low-temperature gas separation plants | |
RU119631U1 (en) | INSTALLATION FOR INDUSTRIAL PREPARATION OF A GAS CONDENSATE WITH A HIGH CONTENT OF HEAVY HYDROCARBONS | |
RU2709045C1 (en) | Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit | |
RU2755099C1 (en) | Method for automatic control of low-temperature gas separation at oil and gas condensate fields in the north of the russian federation | |
CN209263488U (en) | A kind of system of low concentration coal mine gas liquefaction concentrate methane LNG | |
RU2756965C1 (en) | Method for automatic maintenance of temperature mode of installation of low temperature gas separation by adiabatic expansion, air cooling devices and/or their combination | |
RU2743690C1 (en) | Method for automatic load distribution between low-temperature gas separation lines with turbo-expander units at gas treatment facilities of northern russia | |
RU2743870C1 (en) | Method for automatic load distribution between low-temperature gas separation lines at gas treatment plants of oil and gas condensate fields of northern russia | |
RU2743869C1 (en) | Method for automatic load distribution between low-temperature gas separation lines at gas treatment plants using air cooling units, oil and gas condensate fields of northern russia | |
RU2756966C1 (en) | Method for automatically maintaining the temperature regime of technological processes of low-temperature gas separation installation by turbo expanding unit in the conditions of north of russian federation | |
RU2781231C1 (en) | Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit operating in the conditions of the north of the russian federation | |
CN112178457A (en) | System and method for controlling liquid conveying stoppage of low-pressure flash gas pipeline in oil field | |
RU2783035C1 (en) | Method for automatic control of low-temperature gas separation unit with air cooling apparatus in the north of rf |