RU2755099C1 - Способ автоматического управления низкотемпературной сепарацией газа на нефтегазоконденсатных месторождениях севера рф - Google Patents
Способ автоматического управления низкотемпературной сепарацией газа на нефтегазоконденсатных месторождениях севера рф 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
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 30
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 238000004886 process control Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims abstract description 3
- 101001092910 Homo sapiens Serum amyloid P-component Proteins 0.000 claims abstract 4
- 102100036202 Serum amyloid P-component Human genes 0.000 claims abstract 4
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims description 3
- 238000010257 thawing Methods 0.000 claims description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 104
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 30
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 16
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005457 optimization Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 7
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 6
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Заявлен способ автоматического управления низкотемпературной сепарацией газа на нефтегазоконденсатных месторождениях севера РФ. Техническим результатом является повышение эффективности процесса подготовки природного газа и НТК к дальнему транспорту с оптимизацией использования пластовой энергии для процесса низкотемпературной сепарации газа и улучшение качества подготавливаемой продукции, поставляемой потребителям. Способ включает первичную очистку в сепараторе первой ступени сепарации добытой газоконденсатной смеси от механических примесей, водного раствора ингибитора - ВРИ и тяжелых углеводородов нестабильного газового конденсата - НГК, которые, по мере их накопления в нижней части этого сепаратора, отводят в разделитель жидкостей - РЖ для ее разделения на компоненты и дегазацию. Газ выветривания утилизируют. ВРИ направляют на регенерацию. НГК с помощью насосного агрегата подают в магистральный конденсатопровод – МКП. Очищенную газоконденсатную смесь на выходе сепаратора первой ступени сепарации разделяют на два потока. Один поток подают на вход первой секции рекуперативного теплообменника - ТО «газ-газ». Второй поток через кран-регулятор - КР направляют на вход первой секции ТО «газ-конденсат». На выходе из первых секций этих ТО потоки объединяют и подают объединенный поток через редуцирующий штуцер в низкотемпературный сепаратор, в котором производят финальное отделение осушенного газа от раствора ВРИ и НГК, который, 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 через вторую секцию ТО «газ-газ» подают для рекуперации холода второму потоку добытой газожидкостной смеси, проходящему по первой секции этого же ТО. Далее направляют в магистральный газопровод – МГП. Нагрев осушенного газа осуществляют до температуры, исключающей растепление мерзлого грунта вокруг МГП. Устанавливают КР, управляемый пропорционально-интегрально-дифференцирующим - ПИД-регулятором, который построен на базе автоматизированной системы управления технологическими процессами - АСУ ТП установки, на байпасную линию второй секции ТО «газ-газ». На вход задания этого ПИД-регулятора и ПИД-регулятора, который управляет распределением добытой газожидкостной смеси между первыми секциями ТО «газ-газ» и ТО «газ-конденсат», подают единое значение сигнала уставки температуры в низкотемпературном сепараторе газа, которую необходимо поддерживать при текущих условиях работы промысла в заданном диапазоне, и одновременно на вход обратной связи этих же ПИД-регуляторов подают сигнал с датчика температуры в низкотемпературном сепараторе. Обрабатывая эти сигналы, указанные ПИД-регуляторы формируют на своих выходах управляющие сигналы для своих КР. Осуществляется 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 ТО «газ-конденсат», и удерживают таким образом температуру в низкотемпературном сепараторе в заданном диапазоне, и одновременно контролируют значение температуры осушенного газа, поступающего в МГК, и температуры НГК, подаваемого в МКП. Все эти операции выполняют с помощью АСУ ТП. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
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.
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.].
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.].
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.
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.
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.
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.
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].
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.
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.].
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
На фиг. 1 приведена укрупненная принципиальная технологическая схема установок, эксплуатируемых на Заполярном НГКМ. В ней использованы следующие обозначения:
1 - входная линия установки;
2 - сепаратор первой ступени сепарации газа;
3 - КР расхода газоконденсатной смеси через первую секцию ТО «газ-конденсат» 6;
4 - АСУ ТП установки;
5 - ТО «газ-газ»;
6 - ТО «газ-конденсат»;
7 - РЖ;
8 - КР расхода газа через вторую секцию ТО «газ-газ» 5;
9 - редуцирующий штуцер;
10 - насосный агрегат подачи НГК в МКП;
11 - датчик температуры осушенного газа, подаваемого в МГП, установленный на выходе установки.
12 - датчик температуры в низкотемпературном сепараторе;
13 - низкотемпературный сепаратор сепарации газа;
14 - датчик температуры НГК, подаваемого в МКП, установленный на выходе установки.
На фиг. 2 приведена структурная схема автоматического управления распределения нагрузки между ТО установки. В ней использованы следующие обозначения:
15 - сигнал фактической температуры в низкотемпературном сепараторе 13, поступающий с датчика 12;
16 - сигнал задания (уставки) температуры в низкотемпературном сепараторе 13;
17 - ПИД-регулятор, управляющий через КР 8 режимом работы ТО «газ-газ» 5;
18 - ПИД-регулятор, управляющий через КР 3 режимом работы ТО «газ-конденсат» 6;
19 - сигнал управления для КР 8;
20 - сигнал управления для КР 3.
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:
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Настройку используемых ПИД-регуляторов проводит обслуживающий персонал в момент запуска системы в работу под конкретный режим работы установки согласно методу, изложенному, например, в «Энциклопедии АСУ ТП», п. 5.5, ПИД- регулятор, ресурс:
http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.
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.
Применение данного способа позволяет повысить эффективность процесса подготовки природного газа и НГК к дальнему транспорту и улучшить качество подготавливаемой продукции для поставки потребителям.
Claims (3)
1. Способ автоматического управления низкотемпературной сепарацией газа на нефтегазоконденсатных месторождениях севера РФ, включающий первичную очистку в сепараторе первой ступени сепарации добытой газоконденсатной смеси от механических примесей, водного раствора ингибитора - ВРИ и тяжелых углеводородов нестабильного газового конденсата - 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 магистральный конденсатопровод - МКП, а очищенную газоконденсатную смесь на выходе сепаратора первой ступени сепарации разделяют на два потока, один из которых подают на вход первой секции рекуперативного теплообменника - ТО «газ-газ», а второй поток через кран-регулятор - КР направляют на вход первой секции ТО «газ-конденсат», и на выходе из первых секций этих ТО потоки объединяют и подают объединенный поток через редуцирующий штуцер в низкотемпературный сепаратор, в котором производят финальное отделение осушенного газа от раствора ВРИ и НГК, который, 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, а осушенный газ с выхода низкотемпературного сепаратора через вторую секцию ТО «газ-газ» подают для рекуперации холода второму потоку добытой газожидкостной смеси, проходящему по первой секции этого же ТО, и далее направляют в магистральный газопровод - МГП, при этом нагрев осушенного газа осуществляют до температуры, исключающей растепление мерзлого грунта вокруг МГП, отличающийся тем, что устанавливают КР, управляемый пропорционально-интегрально-дифференцирующим - ПИД-регулятором, который построен на базе автоматизированной системы управления технологическими процессами - АСУ ТП установки, на байпасную линию второй секции ТО «газ-газ», при этом на вход задания этого ПИД-регулятора и ПИД-регулятора, который управляет распределением добытой газожидкостной смеси между первыми секциями ТО «газ-газ» и ТО «газ-конденсат», подают единое значение сигнала уставки температуры в низкотемпературном сепараторе газа, которую необходимо поддерживать при текущих условиях работы промысла в заданном диапазоне, и одновременно на вход обратной связи этих же ПИД-регуляторов подают сигнал с датчика температуры в низкотемпературном сепараторе, и, обрабатывая эти сигналы, указанные ПИД-регуляторы формируют на своих выходах управляющие сигналы для своих КР, соответственно, осуществляя 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 ТО «газ-конденсат», и удерживают таким образом температуру в низкотемпературном сепараторе в заданном диапазоне, и одновременно контролируют значение температуры осушенного газа, поступающего в МГК, и температуры НГК, подаваемого в МКП, причем все эти операции выполняют с помощью АСУ ТП.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в случаях, когда значение температуры в МГП, либо МКП достигнет своих ограничительных уставок, верхней либо нижней, формируют сообщение оператору установки о возникшем нарушении и необходимости принять решение об изменении режима работы установки, используя АСУ ТП.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в случае, когда исполнительные органы обоих КР достигнут своих крайних положений - открыто либо закрыто, формируют об этом сообщение оператору установки и рекомендуют принять решение об изменении режима работы установки, используя АСУ ТП.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020140792A RU2755099C1 (ru) | 2020-12-09 | 2020-12-09 | Способ автоматического управления низкотемпературной сепарацией газа на нефтегазоконденсатных месторождениях севера рф |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020140792A RU2755099C1 (ru) | 2020-12-09 | 2020-12-09 | Способ автоматического управления низкотемпературной сепарацией газа на нефтегазоконденсатных месторождениях севера рф |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2755099C1 true RU2755099C1 (ru) | 2021-09-13 |
Family
ID=77745491
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020140792A RU2755099C1 (ru) | 2020-12-09 | 2020-12-09 | Способ автоматического управления низкотемпературной сепарацией газа на нефтегазоконденсатных месторождениях севера рф |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2755099C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2782988C1 (ru) * | 2022-03-15 | 2022-11-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа, работающей в условиях крайнего севера рф |
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 (ru) * | 2011-08-24 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Способ низкотемпературной подготовки природного газа и извлечения нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа (варианты) и установка для его осуществления |
RU2680532C1 (ru) * | 2018-04-17 | 2019-02-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ автоматического поддержания температурного режима технологических процессов с применением турбодетандерных агрегатов на установке низкотемпературной сепарации газа в условиях крайнего севера |
RU2685460C1 (ru) * | 2018-04-17 | 2019-04-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ автоматического поддержания температурного режима технологических процессов установки низкотемпературной сепарации газа с применением аппаратов воздушного охлаждения в условиях крайнего севера |
-
2020
- 2020-12-09 RU RU2020140792A patent/RU2755099C1/ru 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 (ru) * | 2011-08-24 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Способ низкотемпературной подготовки природного газа и извлечения нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа (варианты) и установка для его осуществления |
RU2680532C1 (ru) * | 2018-04-17 | 2019-02-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ автоматического поддержания температурного режима технологических процессов с применением турбодетандерных агрегатов на установке низкотемпературной сепарации газа в условиях крайнего севера |
RU2685460C1 (ru) * | 2018-04-17 | 2019-04-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ автоматического поддержания температурного режима технологических процессов установки низкотемпературной сепарации газа с применением аппаратов воздушного охлаждения в условиях крайнего севера |
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 (ru) * | 2022-03-15 | 2022-11-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа, работающей в условиях крайнего севера рф |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2680532C1 (ru) | Способ автоматического поддержания температурного режима технологических процессов с применением турбодетандерных агрегатов на установке низкотемпературной сепарации газа в условиях крайнего севера | |
RU2685460C1 (ru) | Способ автоматического поддержания температурного режима технологических процессов установки низкотемпературной сепарации газа с применением аппаратов воздушного охлаждения в условиях крайнего севера | |
US9207019B2 (en) | Heat recovery for bitumen froth treatment plant integration with sealed closed-loop cooling circuit | |
RU2697208C1 (ru) | Способ автоматического поддержания плотности нестабильного газового конденсата, подаваемого в магистральный конденсатопровод, с применением турбодетандерного агрегата, на установках низкотемпературной сепарации газа в районах крайнего севера | |
RU2692164C1 (ru) | Способ автоматического поддержания плотности нестабильного газового конденсата, подаваемого в магистральный конденсатопровод, с применением аппарата воздушного охлаждения, на установках низкотемпературной сепарации газа в районах крайнего севера | |
RU2709044C1 (ru) | Способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа в условиях крайнего севера | |
RU2188370C2 (ru) | Способ и устройство для управления конденсацией потока газообразных углеводородов | |
RU2700310C1 (ru) | Способ автоматического поддержания плотности нестабильного газового конденсата, подаваемого в магистральный конденсатопровод, на установках низкотемпературной сепарации газа в районах крайнего севера | |
US6269656B1 (en) | Method and apparatus for producing liquified natural gas | |
RU119389U1 (ru) | Установка для подготовки газа нефтяных и газоконденсатных месторождений к транспорту | |
CN105567363A (zh) | 一种天然气脱蜡脱水脱烃装置及方法 | |
RU2709119C1 (ru) | Способ оптимизации процесса отмывки ингибитора из нестабильного газового конденсата на установках низкотемпературной сепарации газа | |
RU119631U1 (ru) | Установка для промысловой подготовки газового конденсата с большим содержанием тяжелых углеводородов | |
RU2709045C1 (ru) | Способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа | |
RU2755099C1 (ru) | Способ автоматического управления низкотемпературной сепарацией газа на нефтегазоконденсатных месторождениях севера рф | |
CN209263488U (zh) | 一种低浓度煤矿瓦斯液化提浓甲烷制lng的*** | |
RU2756965C1 (ru) | Способ автоматического поддержания температурного режима установки низкотемпературной сепарации газа путем адиабатического расширения, аппаратами воздушного охлаждения и/или их комбинацией | |
RU2743690C1 (ru) | Способ автоматического распределения нагрузки между технологическими линиями низкотемпературной сепарации газа с турбодетандерными агрегатами на установках комплексной подготовки газа севера рф | |
RU2743870C1 (ru) | Способ автоматического распределения нагрузки между технологическими линиями низкотемпературной сепарации газа на установках комплексной подготовки газа нефтегазоконденсатных месторождений севера рф | |
RU2743869C1 (ru) | Способ автоматического распределения нагрузки между технологическими линиями низкотемпературной сепарации газа на установках комплексной подготовки газа, с применением аппаратов воздушного охлаждения, нефтегазоконденсатных месторождений севера рф | |
RU2756966C1 (ru) | Способ автоматического поддержания температурного режима технологических процессов установки низкотемпературной сепарации газа турбодетандерными агрегатами в условиях севера рф | |
RU2781231C1 (ru) | Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа, работающей в условиях севера рф | |
CN213576815U (zh) | 一种油田低压闪蒸气管道停输积液控制*** | |
RU2783035C1 (ru) | Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа с аппаратами воздушного охлаждения на севере рф | |
RU2768443C1 (ru) | Способ автоматического поддержания плотности нестабильного газового конденсата, подаваемого в магистральный конденсатопровод, на установках низкотемпературной сепарации газа в районах крайнего севера |