RU2782988C1 - Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit operating in the conditions of the extreme north of the russian federation - Google Patents
Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit operating in the conditions of the extreme north of the russian federation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2782988C1 RU2782988C1 RU2022106800A RU2022106800A RU2782988C1 RU 2782988 C1 RU2782988 C1 RU 2782988C1 RU 2022106800 A RU2022106800 A RU 2022106800A RU 2022106800 A RU2022106800 A RU 2022106800A RU 2782988 C1 RU2782988 C1 RU 2782988C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- condensate
- installation
- temperature
- mixture
- Prior art date
Links
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 78
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 72
- 238000004886 process control Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000001052 transient Effects 0.000 claims abstract description 4
- 210000004759 MCP Anatomy 0.000 claims abstract 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 claims abstract 2
- 101700050571 SUOX Proteins 0.000 claims description 6
- 102100003659 APCS Human genes 0.000 claims 3
- 101710028063 APCS Proteins 0.000 claims 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 22
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 5
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 5
- 238000010257 thawing Methods 0.000 description 5
- 235000019796 monopotassium phosphate Nutrition 0.000 description 4
- 239000003638 reducing agent Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- XKMLYUALXHKNFT-UUOKFMHZSA-N Guanosine-5'-triphosphate Chemical compound C1=2NC(N)=NC(=O)C=2N=CN1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OP(O)(=O)OP(O)(O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O XKMLYUALXHKNFT-UUOKFMHZSA-N 0.000 description 2
- 206010063385 Intellectualisation Diseases 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 235000005607 chanvre indien Nutrition 0.000 description 2
- 244000261228 chanvre indien Species 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical group 0.000 description 1
- 238000010965 in-process control Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности, к автоматическому поддержанию температурного режима технологических процессов установки низкотемпературной сепарации газа (далее установка), работающей в условиях Крайнего Севера РФ.The invention relates to the field of production and preparation of gas and gas condensate for long-distance transport, in particular, to automatic maintenance of the temperature regime of technological processes of a low-temperature gas separation unit (hereinafter referred to as the plant) operating in the Far North of the Russian Federation.
Известен способ автоматизации установки низкотемпературной сепарации газа [см., например, стр. 406, Р.Я. Исакович, В.И. Логинов, В.Е. Попадько. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. Учебник для вузов, М., Недра, 1983, 424 с.], который обеспечивает поддержание температуры сепарации на установке с помощью клапана-регулятора (КР), изменяющего расход холодного газа, отводимого от низкотемпературного сепаратора через теплообменник.A known method of automating the installation of low-temperature gas separation [see, for example, page 406, R.Ya. Isakovich, V.I. Loginov, V.E. Popadko. Automation of production processes in the oil and gas industry. Textbook for universities, M., Nedra, 1983, 424 pp.], which maintains the separation temperature at the installation using a control valve (KR), which changes the flow of cold gas discharged from the low-temperature separator through a heat exchanger.
Недостатком данного способа является то, что поддержание температурного режима на установке регулируется количеством проходящего холодного газа через теплообменник, что может вызвать значительные колебания температуры осушенного газа, подаваемого в магистральный газопровод (МГП). Соответственно, отсутствует контроль и поддержание необходимой температуры осушенного газа и нестабильного газового конденсата (НГК), подаваемых в МГП и магистральный конденсатопровод (МКП) с целью защиты вечномерзлых грунтов от размораживания при подземной прокладке трубопроводов на Крайнем Севере РФ [см., например, стр. 33-34, Ананенков А.Г., Ставкин Г.П., Андреев О.П., Арабский А.К., Салихов З.С., Талыбов Э.Г. АСУ ТП газопромысловых объектов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 343 с: ил.; стр. 19; Дмитриев В.М., Ганджа Т.В. и др. Интеллектуализация управления технологическими процессами на углеводородных месторождениях. Томск: В-Спектр, 2012. - 212 с]. Кроме этого, изменение режима работы установки осуществляется вручную, что увеличивает вероятность принятия оперативным персоналом ошибочных действий, также возрастает инерционность реакции управления процессом на возмущающие факторы, влияющие на ход процесса подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту.The disadvantage of this method is that maintaining the temperature regime at the plant is controlled by the amount of cold gas passing through the heat exchanger, which can cause significant fluctuations in the temperature of the dried gas supplied to the main gas pipeline (MGP). Accordingly, there is no control and maintenance of the required temperature of dried gas and unstable gas condensate (OGC) supplied to the MGP and the main condensate pipeline (MCP) in order to protect permafrost soils from thawing during underground pipeline laying in the Far North of the Russian Federation [see, for example, p. 33-34, Ananenkov A.G., Stavkin G.P., Andreev O.P., Arabsky A.K., Salikhov Z.S., Talybov E.G. Automatic process control system for gas production facilities. - M .: OOO "Nedra-Business Center", 2003. - 343 p.: ill.;
Известен способ автоматического поддержания температурного режима технологических процессов установки низкотемпературной сепарации газа с применением аппаратов воздушного охлаждения в условиях Крайнего Севера [см., патент РФ на изобретения №2685460], включающий в себя предварительную очистку добытой газоконденсатной смеси от механических примесей, отделение НГК и водного раствора ингибитора (ВРИ) в сепараторе первой ступени сепарации, из которого смесь НГК с ВРИ подают в разделитель жидкостей (РЖ). Выходящую из сепаратора смесь разделяют на два потока и охлаждают их в первых секциях рекуперативных теплообменников, далее ТО, «газ-газ» и ТО «газ-конденсат». При этом поток, поступающий в ТО «газ-конденсат» идет через КР расхода газоконденсатной смеси, который регулирует ее расход, обеспечивая поддержание заданной температуры НГК на выходе второй секции ТО «газ-конденсат». Далее потоки объединяют и охлаждают при их прохождении через штуцер-регулятор за счет адиабатического расширения. Далее, в низкотемпературном сепараторе осуществляют окончательное разделение газоконденсатной смеси на газ и смесь НГК с ВРИ, которую отводят в РЖ через вторую секцию ТО «газ-конденсат» для дегазации и разделения на фракции. НГК из РЖ подается насосом в МКП, поток выделенного газа - газ выветривания из РЖ транспортируют для утилизации или компримирования и подачи в МГП, а ВРИ направляют в цех регенерации ингибитора. Холодный осушенный газ, выходящий из низкотемпературного сепаратора, разделяют на два потока, один из которых подают на вход второй секции ТО «газ-газ», а второй - на байпас этой секции, оснащенный КР расхода газа, который изменяет соотношение проходящих потоков газа через ТО и байпас, обеспечивая в реальном масштабе времени коррекцию температуры осушенного газа, поступающего в МГП.A known method for automatically maintaining the temperature regime of technological processes of a low-temperature gas separation plant using air coolers in the conditions of the Far North [see, RF patent for inventions No. inhibitor (VRI) in the separator of the first separation stage, from which the mixture of NGK with VRI is fed into the liquid separator (RJ). The mixture leaving the separator is divided into two streams and cooled in the first sections of recuperative heat exchangers, then TO, "gas-gas" and TO "gas-condensate". At the same time, the flow entering the “gas-condensate” HT goes through the gas condensate mixture flow rate control valve, which regulates its flow, ensuring that the specified temperature of the oil and gas complex is maintained at the outlet of the second section of the “gas-condensate” HT. Next, the streams are combined and cooled as they pass through the nozzle-regulator due to adiabatic expansion. Further, in the low-temperature separator, the final separation of the gas condensate mixture into gas and the mixture of OGK with VRI is carried out, which is diverted to the RJ through the second section of the gas-condensate TO for degassing and separation into fractions. NGK from the RJ is pumped to the MCP, the flow of the released gas - weathering gas from the RJ is transported for disposal or compression and supply to the MGP, and the VRI is sent to the inhibitor regeneration shop. The cold dried gas leaving the low-temperature separator is divided into two streams, one of which is fed to the inlet of the second section of the gas-to-gas TO, and the second to the bypass of this section, equipped with a gas flow control valve, which changes the ratio of gas flows passing through the TO and bypass, providing real-time correction of the temperature of the dried gas entering the MGP.
Недостатком данного способа является то, что его используют на стадии необходимости применения дополнительных источников холода для ведения технологических процессов на установке, когда не хватает энергии пласта.The disadvantage of this method is that it is used at the stage of the need to use additional sources of cold to conduct technological processes at the plant, when there is not enough reservoir energy.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ автоматического поддержания температурного режима установки низкотемпературной сепарации газа [см., например, стр. 112, Б.Ф. Тараненко, В.Т. Герман. Автоматическое управление газопромысловыми объектами. М., "Недра", 1976 г., 213 с], который включает автоматическое поддержание заданного значения температуры сепарации на установке путем управления перепадом давления на КР, играющего роль штуцера, установленного на входе в низкотемпературный сепаратор, а регулировку перепада давления осуществляют коррекцией давления на выходе первой ступени редуцирования установки.The closest in technical essence to the claimed invention is a method for automatically maintaining the temperature regime of a low-temperature gas separation unit [see, for example, p. 112, B.F. Taranenko, V.T. Hermann. Automatic control of gas production facilities. M., "Nedra", 1976, 213 s], which includes automatic maintenance of the set value of the separation temperature at the installation by controlling the pressure drop on the KR, which plays the role of a fitting installed at the inlet to the low-temperature separator, and the pressure drop is adjusted by adjusting the pressure at the outlet of the first reduction stage of the plant.
Существенным недостатком данного способа является то, что этот способ не предусматривает контроль и поддержание заданной температуры осушенного газа/НТК, поступающего/подаваемого в МГП/МКП, с целью защиты вечномерзлых грунтов от размораживания при подземной прокладке трубопроводов на Крайнем Севере РФ [см. например, стр. 33-34, Ананенков А.Г., Ставкин Г.П., Андреев О.П., Арабский А.К., Салихов З.С., Талыбов Э.Г. АСУ ТП газопромысловых объектов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 343 с: ил.; стр. 19, Дмитриев В.М., Ганджа Т.В. и др. Интеллектуализация управления технологическими процессами на углеводородных месторождениях. Томск: В-Спектр, 2012. - 212 с]. Кроме этого, изменение режима работ установки, в случае возникновения такой необходимости, осуществляется вручную, что не позволяет оперативно реагировать на динамически изменяющиеся значения температурного режима технологических процессов установки и обеспечивать ее эффективную работу с учетом текущих вариаций внешних и внутренних возмущающих факторов, влияющих на ход процесса подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Также достаточно велика вероятность принятия оперативным персоналом ошибочных действий, которые могут привести к возникновению аварийных ситуаций.A significant disadvantage of this method is that this method does not provide for the control and maintenance of the desired temperature of the dried gas/NTC entering/supplied to the MGP/MKP, in order to protect permafrost soils from thawing during underground laying of pipelines in the Far North of the Russian Federation [see. for example, pp. 33-34, Ananenkov A.G., Stavkin G.P., Andreev O.P., Arabsky A.K., Salikhov Z.S., Talybov E.G. Automatic process control system for gas production facilities. - M .: OOO "Nedra-Business Center", 2003. - 343 p.: ill.; p. 19, Dmitriev V.M., Ganja T.V. and others. Intellectualization of control of technological processes in hydrocarbon deposits. Tomsk: V-Spectrum, 2012. - 212 p.]. In addition, the change in the operating mode of the installation, if necessary, is carried out manually, which does not allow you to quickly respond to dynamically changing values of the temperature regime of the technological processes of the installation and ensure its efficient operation, taking into account the current variations of external and internal disturbing factors affecting the course of the process. preparation of gas and gas condensate for long-distance transport. There is also a high probability that the operating personnel will take erroneous actions that can lead to emergencies.
Целью изобретения является повышение качества управления технологическим процессом по поддержанию температурного режима установки, работающей в условиях Крайнего Севера РФ, в рамках норм и ограничений, предусмотренных ее технологическим регламентом, и снижения роли человеческого фактора при управлении технологическим процессом по поддержанию температурного режима установки.The aim of the invention is to improve the quality of process control to maintain the temperature regime of an installation operating in the Far North of the Russian Federation, within the framework of the norms and restrictions provided for by its technological regulations, and to reduce the role of the human factor in process control to maintain the temperature regime of the installation.
Техническими результатами, достигаемыми от реализации изобретения, является автоматическое поддержание температурного режима технологических процессов установки, работающей в условиях Крайнего Севера РФ с соблюдением технологических норм и ограничений, предусмотренных ее технологическим регламентом, с учетом различных режимов работы, при котором обеспечивается:The technical results achieved from the implementation of the invention is the automatic maintenance of the temperature regime of the technological processes of the installation operating in the conditions of the Far North of the Russian Federation in compliance with the technological standards and restrictions provided for by its technological regulations, taking into account various operating modes, which ensures:
- поддержание заданного температурного режима технологических процессов установки, обеспечивающего ее эффективную работу;- maintenance of the specified temperature regime of technological processes of the installation, ensuring its efficient operation;
- контроль и поддержание необходимой температуры осушенного газа/НГК, поступающего/подаваемого в МГП/МКП, с целью защиты вечномерзлых грунтов от размораживания при подземной прокладке трубопроводов.- control and maintenance of the required temperature of the dried gas/NGK, supplied/supplied to the MGP/MKP, in order to protect permafrost soils from thawing during underground laying of pipelines.
Эффективность работы установки определяется значением перепада давления между ее входом и выходом - чем выше перепад давления, тем легче получить в результате дросселирования заданную (минусовую) температуру в низкотемпературном сепараторе установки. Очевидно, что на стадии нарастающей добычи газа месторождения (начальный период его эксплуатации), как правило, наличие высокого давления газа на входе установки позволяет поддерживать заданный режим ее работы за счет пластового давления (энергия пласта). Нежелательное изменение перепада давления между входом и выходом установки может возникать при изменении расхода газа, связанного с колебаниями потребления газа потребителями, при нарушении нормального режима работы фонда скважин, при образовании гидратов в теплообменниках и т.д.The efficiency of the installation is determined by the value of the pressure drop between its inlet and outlet - the higher the pressure drop, the easier it is to obtain the set (minus) temperature in the low-temperature separator of the installation as a result of throttling. It is obvious that at the stage of increasing gas production of the field (the initial period of its operation), as a rule, the presence of high gas pressure at the inlet of the installation allows you to maintain the specified mode of its operation due to reservoir pressure (reservoir energy). An undesirable change in the pressure drop between the inlet and outlet of the installation may occur when the gas flow rate changes due to fluctuations in gas consumption by consumers, when the normal operation of the well stock is disturbed, when hydrates form in heat exchangers, etc.
Изменение перепада давления между входом и выходом установки напрямую влияет на температурный режим работы низкотемпературного сепаратора, для нивелирования которого требуется управлять работой установки с учетом изменений текущего перепада давления и всех упомянутых факторов. Автоматически управляя значением температуры газоконденсатной смеси, поступающей в низкотемпературный сепаратор, с учетом изменений перепада давлений между входом и выходом установки в реальном режиме ее работы, можно обеспечить поддержание необходимого температурного режима.A change in the differential pressure between the inlet and outlet of the installation directly affects the temperature regime of the low-temperature separator, for leveling which it is necessary to control the operation of the installation, taking into account changes in the current pressure drop and all the above factors. By automatically controlling the temperature value of the gas condensate mixture entering the low-temperature separator, taking into account changes in the pressure drop between the inlet and outlet of the installation in its real mode of operation, it is possible to maintain the required temperature regime.
Как правило, на Крайнем Севере РФ используется подземная прокладка МГП и МКП. При такой прокладке на установке предусматривается круглогодичное охлаждение газа и газового конденсата до температуры -2°С, что исключает растепление многолетнемерзлых просадочных грунтов вокруг МГП и МКП. Благодаря этому значительно увеличивается надежность эксплуатации магистральных газо- и конденсатопроводов, а также снижается вероятность возникновения аварийных ситуаций с этими трубопроводами, способных привести к серьезным экологическим, людским и материальным потерям.As a rule, underground laying of MGP and MCP is used in the Far North of the Russian Federation. With such a laying, the plant provides for year-round cooling of gas and gas condensate to a temperature of -2°C, which excludes the thawing of permafrost subsidence soils around the MGP and MCP. This significantly increases the reliability of operation of main gas and condensate pipelines, as well as reduces the likelihood of emergency situations with these pipelines that can lead to serious environmental, human and material losses.
Установки, расположенные на Крайнем Севере РФ, в зависимости от складывающейся ситуации по подаче добываемой продукции потребителям, реализуют один из трех возможных видов их эксплуатации:Installations located in the Far North of the Russian Federation, depending on the current situation with the supply of produced products to consumers, implement one of three possible types of their operation:
1. Поддерживает расход добываемой газоконденсатной смеси по установке, если нет пиковых нагрузок по осушенному газу или НГК.1. Supports the flow rate of the produced gas condensate mixture through the installation, if there are no peak loads for dry gas or oil and gas.
2. Поддерживает расход осушенного газа по установке при пиковых нагрузках по осушенному газу, например, из-за наступления сильных холодов.2. Maintains dry gas flow through the plant during peak dry gas loads, such as extreme cold weather.
3. Поддерживает расход НГК по установке при появлении пиковых нагрузок по НГК, например, из-за аварий на других промыслах или из-за необходимости увеличения поставок потребителю.3. Maintains OGK consumption for the installation when there are peak loads on OGK, for example, due to accidents at other fields or due to the need to increase supplies to the consumer.
Заявляемый способ обеспечивает автоматический контроль и поддержание заданного температурного режима на установках низкотемпературной сепарации газа, работающих в условиях Крайнего Севера РФ и реализующих второй вид эксплуатации, который предусматривает поддержание заданного расхода осушенного газа, поступающего в МГП. Способ включает поддержание необходимых значений температуры осушенного газа/НГК, поступающего/подаваемого в МГП/МКП, а также температуры в низкотемпературном сепараторе при автоматическом переключении технологического процесса на новый режим в случае возникновения такой потребности. Это повышает надежность эксплуатации установки и эффективность процесса подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту.The claimed method provides automatic control and maintenance of a given temperature regime at low-temperature gas separation units operating in the conditions of the Far North of the Russian Federation and implementing the second type of operation, which provides for maintaining a given flow rate of dried gas entering the MGP. The method includes maintaining the required temperature values of the dried gas/NGK entering/supplying to the MGP/MKP, as well as the temperature in the low-temperature separator with automatic switching of the technological process to a new mode in case of such a need. This increases the reliability of operation of the plant and the efficiency of the process of preparing gas and gas condensate for long-distance transport.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа, работающей в условиях Крайнего Севера, включающий предварительную очистку добытой газоконденсатной смеси от механических примесей и отделение смеси НГК и ВРИ в сепараторе первой ступени сепарации. Эту смесь НГК и ВРИ из кубовой части этого сепаратора отводят в РЖ. Газоконденсатную смесь, выходящую из этого же сепаратора, разделяют на два потока и охлаждают их в первых секциях ТО «газ-газ» и ТО «газ-конденсат». Поток, поступающий в ТО «газ-конденсат» идет через КР расхода газоконденсатной смеси, который регулирует ее расход, обеспечивая поддержание заданной температуры смеси НГК и ВРИ на выходе второй секции ТО «газ-конденсат». Далее потоки, выходящие из первых секций ТО «газ-газ» и ТО «газ-конденсат» объединяют и подают на вход КР, выполняющий роль управляемого редуктора. На этом редукторе осуществляют адиабатическое расширение газоконденсатной смеси и направляют ее в низкотемпературный сепаратор. В нем осуществляют окончательное разделение газоконденсатной смеси на осушенный холодный газ и смесь НГК с ВРИ. Смесь НГК с ВРИ из кубовой части низкотемпературного сепаратора подают на вход второй секции ТО «газ-конденсат» и далее, в РЖ. В РЖ происходит ее дегазация и разделение на фракции, после чего НГК из РЖ подают насосом в МКП, поток выделенного газа - газ выветривания из РЖ транспортируют для утилизации или компримирования и подачи в МГП, а ВРИ направляют в цех регенерации ингибитора.The specified problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the method of automatic control of the installation of low-temperature gas separation operating in the Far North, including preliminary purification of the produced gas condensate mixture from mechanical impurities and separation of the mixture of NGK and VRI in the separator of the first separation stage. This mixture of NGK and VRI is discharged from the bottom part of this separator into the RJ. The gas-condensate mixture leaving the same separator is divided into two streams and cooled in the first sections of the "gas-gas" and "gas-condensate" TO. The flow entering the "gas-condensate" HT goes through the gas condensate mixture flow rate control valve, which regulates its flow, ensuring that the specified temperature of the mixture of OGK and VRI is maintained at the outlet of the second section of the "gas-condensate" HT. Further, the flows leaving the first sections of TO "gas-gas" and TO "gas-condensate" are combined and fed to the input of the CR, which acts as a controlled reducer. This reducer performs adiabatic expansion of the gas condensate mixture and sends it to the low-temperature separator. It carries out the final separation of the gas condensate mixture into dried cold gas and a mixture of oil and gas condensate with VRI. A mixture of NGK with VRI from the bottom part of the low-temperature separator is fed to the inlet of the second section of the TO "gas-condensate" and further, to the RJ. In the RJ, it is degassed and separated into fractions, after which the NGK from the RJ is pumped into the MCP, the flow of the released gas - weathering gas from the RJ is transported for disposal or compression and supply to the MGP, and the VRI is sent to the inhibitor regeneration shop.
Холодный осушенный газ, выходящий из низкотемпературного сепаратора, разделяют на два потока, один из которых подают на вход второй секции ТО «газ-газ», а второй - на байпас этой секции, оснащенный КР расхода газа, который изменяет соотношение проходящих потоков газа через ТО и байпас. С помощью этого КР автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) регулирует соотношение потоков осушенного газа, проходящих через вторую секцию ТО «газ-газ» и байпас, обеспечивая в реальном масштабе времени коррекцию температуры осушенного газа до заданных значений, требуемых технологическим регламентом установки при подаче газа в МГП.The cold dried gas leaving the low-temperature separator is divided into two streams, one of which is fed to the inlet of the second section of the gas-to-gas TO, and the second to the bypass of this section, equipped with a gas flow control valve, which changes the ratio of gas flows passing through the TO and bypass. With the help of this CR, the automated process control system (APCS) regulates the ratio of the dried gas flows passing through the second section of the gas-gas TO and bypass, providing real-time correction of the temperature of the dried gas to the set values required by the technological schedule of the installation at gas supply to MGP.
АСУ ТП с момента запуска установки в эксплуатацию реализует режим ее работы используя первоначально заданные значения уставок контролируемых параметров, которые вводят в базу данных (БД) АСУ ТП перед запуском установки в эксплуатацию. Но как только АСУ ТП обнаружит выход одного из контролируемых параметров за пределы установленных для него границ, нарушающий технологический регламент работы установки, АСУ ТП изменяет на один шаг значение уставки допустимого давления добываемой газоконденсатной смеси на входе установки. Изменять значение уставки допустимого давления разрешается в интервале, определяемом неравенством где минимально допустимое, а максимально допустимое значение уставки допустимого давления газоконденсатной смеси на входе установки. Величину шага изменения назначают из соотношения где n - число допустимых шагов изменения уставки Само изменение уставки АСУ ТП осуществляет в направлении, которое определяет возникшее нарушение для его устранения. При этом, после каждого шага АСУ ТП удерживает режим управления технологическими процессами установки с новым значением уставки в течение интервала времени не менее τconst. Этого времени достаточно для завершения переходных процессов в системе, и оно является индивидуальной характеристикой установки, определяемой экспериментально. И если остальные контролируемые параметры технологического процесса за это время окажутся в пределах установленных им границ, то АСУ ТП фиксирует это значение в качестве новой уставки давления газоконденсатной смеси на входе установки как рабочее и продолжает работать с ней. Одновременно АСУ ТП генерирует сообщение оператору об автоматической смене режима работы установки и его новых характеристиках.From the moment the plant is put into operation, the automated process control system implements its operation mode using the initially set values of the settings of the controlled parameters, which are entered into the database (DB) of the automated process control system before the installation is put into operation. But as soon as the APCS detects the output of one of the controlled parameters beyond the limits set for it, which violates the technological regulations for the operation of the installation, the APCS changes the value of the allowable pressure setting by one step produced gas condensate mixture at the unit inlet. It is allowed to change the value of the allowable pressure setpoint in the interval determined by the inequality where the minimum allowed, and the maximum allowable value of the allowable pressure setting of the gas condensate mixture at the unit inlet. Change step size assigned from the ratio where n is the number of allowable setpoint change steps The change in the APCS setting itself is carried out in the direction that determines the violation that has occurred in order to eliminate it. At the same time, after each step, the APCS maintains the plant process control mode with a new setpoint value for a time interval of at least τ const . This time is sufficient to complete the transient processes in the system, and it is an individual characteristic of the installation, determined experimentally. And if the other controlled parameters of the process during this time turn out to be within the limits established by it, then the automated process control system fixes this value as a new pressure setting for the gas condensate mixture at the inlet of the installation as a working one and continues to work with it. At the same time, the automated process control system generates a message to the operator about the automatic change of the operating mode of the installation and its new characteristics.
Перед запуском установки в эксплуатацию обслуживающий персонал вводит в БД АСУ ТП значения уставок контролируемых параметров. Среди них уставка допустимого давления газоконденсатной смеси на входе установки и значение шага ее изменения Одновременно вводят границы интервала допустимых изменений уставки от Также вводят уставку расхода осушенного газа по установке и границы допустимых вариаций ее фактического значения Вводят уставку температуры в низкотемпературном сепараторе и границы допустимых вариаций ее фактического значения Вводят уставку температуры осушенного газа, поступающего в МГП, и границы допустимых вариаций ее фактического значения . Вводят уставку температуры НГК, подаваемого в МКП, и границы допустимых вариаций ее фактического значения Вместе с ними в БД вводят значения предельно допустимого положения рабочих органов: КР, поддерживающего давление добытой газоконденсатной смеси на входе установки, и КР, управляющего давлением газоконденсатной смеси, поступающей в низкотемпературный сепаратор, разрешив их перемещение от установленных нижних значений до полностью открыт.И только после этого осуществляют запуск установки в эксплуатацию, технологические процессы которой ведет АСУ ТП. Для этого она использует четыре ПИД-регулятора, построенных на ее базе, каждый из которых с помощью подключенного к нему КР управляет своим параметром.Before the plant is put into operation, the maintenance personnel enters the values of the settings of the controlled parameters into the APCS database. Among them, the allowable pressure setting gas condensate mixture at the inlet of the installation and the value of the step of its change At the same time, the boundaries of the interval of permissible setpoint changes from Also, the setpoint for the dry gas flow rate for the installation and the boundaries of permissible variations in its actual value are entered. Enter the temperature setpoint in the low-temperature separator and the boundaries of permissible variations of its actual value Enter the temperature setting for the dried gas entering the MGP, and the boundaries of permissible variations of its actual value . Enter the temperature setting for the oil and gas supplied to the MCP, and the boundaries of permissible variations in its actual value Together with them, the values of the maximum allowable position of the working bodies are entered into the database: the CR, which maintains the pressure of the produced gas condensate mixture at the inlet of the installation, and the CR, which controls the pressure of the gas condensate mixture entering the low-temperature separator, allowing them to move from the set lower values to fully open. And only after that, the installation is put into operation, the technological processes of which are carried out by the process control system. To do this, it uses four PID controllers built on its basis, each of which controls its own parameter with the help of a KR connected to it.
АСУ ТП формирует сообщение оператору установки для принятия решения по изменению режима работы кустов газодобывающих скважин, либо перехода на режим работы установки с подключением аппаратов воздушного охлаждения, либо турбодетандерных агрегатов, в зависимости от сезона года, чтобы обеспечить поступление в систему дополнительного холода. Такая ситуация возникает, если в режиме коррекции уставки с помощью КР, установленного на входе установки и управляющего расходом добытой газоконденсатной смеси по установке, будет выявлено то, что: достигнута одна из границ вариаций допустимого давления газоконденсатной смеси на входе установки либо рабочий орган этого КР перешел в состояние полностью открыт или достиг минимально допустимого положения.The automated process control system generates a message to the plant operator to make a decision on changing the operating mode of the gas well clusters, or switching to the operating mode of the plant with the connection of air coolers or turbo-expander units, depending on the season, in order to provide additional cold to the system. This situation occurs if in the setpoint correction mode with the help of a KR installed at the inlet of the installation and controlling the flow of the produced gas condensate mixture at the unit, it will be revealed that: one of the limits of the allowable pressure variation of the gas condensate mixture at the unit inlet has been reached or the working body of this RC has moved to the fully open state or has reached the minimum allowable position.
На фиг.1 приведена принципиальная технологическая схема установки.Figure 1 shows a schematic diagram of the plant.
В ней использованы следующие обозначения:It uses the following notation:
1 - входная линия установки;1 - input line of the installation;
2 - КР, поддерживающий давление добытой газоконденсатной смеси на входе установки;2 - KR, maintaining the pressure of the produced gas condensate mixture at the inlet of the installation;
3 - датчик давления газоконденсатной смеси, установленный перед сепаратором 4 первой ступени сепарации;3 - gas condensate mixture pressure sensor installed in front of
4 - сепаратор первой ступени сепарации;4 - separator of the first stage of separation;
5 - КР расхода газоконденсатной смеси, проходящей через ТО 8 «газ-конденсат»;5 - KR flow rate of the gas condensate mixture passing through
6 - АСУ ТП установки;6 - automated process control system of the installation;
7 - ТО «газ-газ»;7 - TO "gas-gas";
8 - ТО «газ-конденсат»;8 - TO "gas-condensate";
9-РЖ;9-RJ;
10 - КР расхода осушенного газа, проходящего по байпасу второй секции ТО 7 «газ-газ»;10 - KR flow rate of dried gas passing through the bypass of the second section TO 7 "gas-gas";
11 - редуцирующий КР газоконденсатной смеси, проходящего через установку;11 - reducing CR of the gas condensate mixture passing through the installation;
12 - датчик температуры осушенного газа, поступающего в МГП;12 - dry gas temperature sensor entering the MGP;
13 - датчик расхода осушенного газа, поступающего в МГП;13 - flow sensor of dried gas entering the MGP;
14 - низкотемпературный сепаратор;14 - low-temperature separator;
15 - датчик температуры, установленный в низкотемпературном сепараторе 14;15 - temperature sensor installed in the low-
16 - насосный агрегат подачи НГК в МКП;16 - pumping unit for supplying oil and gas to the MCP;
17 - датчик температуры НГК, подаваемого в МКП;17 - temperature sensor of NGK supplied to the MCP;
На фиг.2 приведена структурная схема автоматического управления температурой технологических процессов установки. В ней использованы следующие обозначения:Figure 2 shows a block diagram of the automatic temperature control of technological processes of the installation. It uses the following notation:
18 - сигнал с датчика расхода 13 осушенного газа, подаваемого в МГП, поступающий на вход обратной связи PV ПИД-регулятора 26;18 - signal from the
19 - сигнал уставки расхода осушенного газа, подаваемого в МГП, поступающий на вход задания SP ПИД-регулятора 26;19 - setpoint signal for the flow rate of dried gas supplied to the MGP, supplied to the input of the task SP of the
20 - сигнал с датчика температуры 12 осушенного газа, подаваемого в МГП, поступающий на вход обратной связи PV ПИД-регулятора 27;20 - signal from the
21 - сигнал уставки температуры осушенного газа, подаваемого в МГП, поступающий на вход задания SP ПИД-регулятора 27;21 - setpoint signal for the temperature of the dry gas supplied to the MGP, supplied to the input of the task SP of the
22 - сигнал с датчика температуры 17 НГК, подаваемого в МКП, подаваемый на вход обратной связи PV ПИД-регулятора 28;22 - signal from the
23 - сигнал уставки температуры НГК, подаваемого в МКП, поступающий на вход задания SP ПИД-регулятора 28;23 - temperature setpoint signal of the OGK supplied to the MCP, supplied to the input of the SP task of the
24 - сигнал с датчика давления 3, установленного перед сепаратором 4, поступающий на вход обратной связи PV ПИД-регулятора 29;24 - signal from the
25 - сигнал уставки давления перед сепаратором 4, поступающий на вход задания SP ПИД-регулятора 29;25 - pressure setpoint signal in front of the
26 - ПИД-регулятор поддержания расхода осушенного газа, подаваемого в МГП;26 - PID controller for maintaining the flow of dried gas supplied to the MGP;
27 - ПИД-регулятор поддержания температуры осушенного газа, подаваемого в МГП;27 - PID controller for maintaining the temperature of the dry gas supplied to the MGP;
28 - ПИД-регулятор поддержания температуры НГК, подаваемого в МКП;28 - PID controller for maintaining the temperature of the oil and gas supplied to the MCP;
29 - ПИД-регулятор поддержания давления на входе установки;29 - PID controller for maintaining pressure at the inlet of the installation;
30 - сигнал управления КР 11;30 -
31 - сигнал управления КР 10;31 -
32- сигнал управления КР 5;32 -
33 - сигнал управления КР 2.33 - control signal KR 2.
ПИД-регуляторы 26, 27, 28 и 29 реализованы на базе АСУ ТП 6.
Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа, работающей в условиях Крайнего Севера реализуют следующим образом.The method of automatic control of the installation of low-temperature gas separation, operating in the conditions of the Far North, is implemented as follows.
Добываемая газоконденсатная смесь по входной линии 1 установки, оснащенной КР 2, поддерживающим давление добытой газоконденсатной смеси на входе установки и датчиком давления 3, поступает на вход сепаратора 4 первой ступени сепарации, в котором происходит ее первичное очищение от механических примесей и частичное отделение смеси НГК и ВРИ. По мере накопления в нижней части сепаратора 4 ее отводят в РЖ 9. Частично очищенную от капельной влаги и пластовой жидкости газоконденсатную смесь, выходящую из сепаратора 4, разделяют на два потока и подают их по трубопроводам для охлаждения на входы первых секций ТО 7 «газ-газ» и ТО 8 «газ-конденсат». При этом на вход ТО 8 «газ-конденсат» газоконденсатная смесь поступает через КР 5, который путем изменения ее расхода поддерживает заданную температуру НГК, подаваемого в МКП. Далее потоки газоконденсатной смеси, выходящие из первых секций ТО 7 «газ-газ» и ТО 8 «газ-конденсат», объединяют и подают на КР 11, который выполняет роль редуктора. В результате редуцирования на его выходе происходит охлаждение газожидкостной смеси, после чего ее подают в низкотемпературный сепаратор 14, оснащенный датчиком температуры 15. В этом сепараторе происходит окончательное отделение газа от НГК и ВРИ, смесь которых по мере накопления в его нижней части отводят через вторую секцию ТО 8 «газ-конденсат» в РЖ 9. Осушенный и охлажденный газ с выхода низкотемпературного сепаратора 14 разделяют на два потока, один из которых подают на вход второй секции ТО 7 «газ-газ», а второй направляют через ее байпас. КР 10 регулирует поток газа через байпас, изменяя его расход через вторую секцию ТО 7 «газ-газ», и обеспечивает поддержку заданной температуры осушенного газа, поступающего в МГП, который оснащен датчиками расхода 13 и температуры 12. Отводимую из сепараторов 4 и 14 смесь НГК с ВРИ подают в РЖ 9, где она подвергается разделению на фракции и дегазации. Поток выделенного газа (газ выветривания) из РЖ 9 отправляют на утилизацию или компримируют и подают в МГП. Поток НГК транспортируют либо на склад, либо при помощи насосного агрегата 16 подают в МКП, который оснащен датчиком температуры 17. Поток ВРИ подают на регенерацию в цех регенерации ингибитора.The produced gas condensate mixture through the inlet line 1 of the unit, equipped with a CR 2 that maintains the pressure of the produced gas condensate mixture at the inlet of the unit and
Для поддержания заданного расхода осушенного газа, поступающего в МГП, АСУ ТП 6 использует ПИД-регулятора 26. Для этого АСУ ТП 6 на вход обратной связи PV этого ПИД-регулятора подает сигнал 18 с датчика расхода 13 - значение фактического расхода осушенного газа. Одновременно АСУ ТП 6 на вход задания SP этого же ПИД-регулятора подает сигнал 19 - значение уставки расхода осушенного газа по установке. Ее величину устанавливает диспетчерская служба газодобывающего предприятия. Сравнивая эти два сигнала ПИД-регулятор 26 на своем выходе CV формирует сигнал 30, который управляет степенью открытия/закрытия КР 11, поддерживая установленный заданием расход осушенного газа, поступающего в МГП и температуру в низкотемпературном сепараторе 14.To maintain a given flow rate of dry gas entering the MGP,
Для поддержания температуры осушенного газа, поступающего в МГП, АСУ ТП 6 использует ПИД-регулятор 27. Для этого АСУ ТП 6 на вход обратной связи PV этого ПИД-регулятора подает сигнал 20 - значение фактической температуры осушенного газа, измеряемое датчиком 12, установленным на входе в МГП. Одновременно АСУ ТП 6 на вход задания SP этого же ПИД-регулятора подает сигнал 21 - значение уставки температуры осушенного газа, поступающего в МГП, заданной в соответствие с технологическим регламентом установки. В результате обработки этих сигналов ПИД-регулятор 27 на своем выходе CV формирует сигнал 31, управляющий степенью открытия/закрытия КР 10, поддерживая температуру осушенного газа, поступающего в МГП путем регулирования его расхода через байпас второй секции ТО 7 «газ-газ».To maintain the temperature of the dry gas entering the MGP,
Для поддержания температуры НГК, подаваемого в МКП, АСУ ТП 6 использует ПИД-регулятор 28. Для этого АСУ ТП 6 на вход обратной связи PV этого ПИД-регулятора подает сигнал 22 - значение фактической температуры НГК, измеряемой датчиком 17, установленным на входе в МКП. Одновременно АСУ ТП 6 на вход задания SP этого же ПИД-регулятора подает сигнал 23 - значение уставки температуры НГК, подаваемого в МКП, заданной в соответствие с технологическим регламентом установки. В результате их обработки ПИД-регулятор 28 на своем выходе CV формирует сигнал 32, управляющий степенью открытия/закрытия КР 5, поддерживая температуру НГК, поступающего в МКП, путем регулирования расходом добываемой газоконденсатной смеси, проходящей через первую секцию ТО 8 «газ-конденсат».To maintain the temperature of the OGK supplied to the MCP, the
Для поддержания давления газоконденсатной смеси на входе в сепаратор 4 АСУ ТП 6 использует ПИД-регулятор 29. Для этого АСУ ТП 6 на вход обратной связи PV этого ПИД-регулятора подает сигнал 24 - значение фактического давления, измеряемое датчиком 3, установленным на входе сепаратора 4. Одновременно АСУ ТП 6 на вход задания SP этого же ПИД-регулятора подает сигнал 25 - значение уставки допустимого давления перед сепаратором 4 первой ступени сепарации, т.е. на входе установки. Ее значение задают в соответствие с технологическим регламентом установки. В результате их обработки ПИД-регулятор 29 на своем выходе CV формирует сигнал 33, управляющий степенью открытия/закрытия КР 2.To maintain the pressure of the gas condensate mixture at the inlet to
Перед запуском установки в работу обслуживающий персонал задает и вводит в БД АСУ ТП 6 ряд необходимых параметров. Среди них уставка - допустимое давление добываемой газоконденсатной смеси на входе установки, а также допустимые границы вариаций контролируемых параметров:Before starting the installation, the maintenance personnel sets and enters a number of necessary parameters into the
а) положение рабочего органа КР 2, которое может варьироваться от полностью открыт до прикрыт до строго заданного, нижнего значения . Интервал его допустимых перемещений задают в виде неравенства где текущее положение рабочего органа КР 2.a) the position of the working body of KR 2, which can vary from fully open to covered to a strictly specified, lower value . The interval of its admissible movements is given as an inequality where current position of the working body of KR 2.
б) положение рабочего органа КР 11, которое может варьироваться от полностью открыт до прикрыт до строго заданного, нижнего значения . Интервал его допустимых перемещений задают в виде неравенства , где текущее положение рабочего органа КР 11. Вариации значения уставки - допустимое давление газоконденсатной смеси на входе установки задают в виде неравенстваb) the position of the working body of
где минимально допустимое, а максимально допустимое значение уставки допустимого давления газоконденсатной смеси на входе установки. При этом изменение уставки АСУ ТП 6 производит только в случае необходимости и пошагово, на величину которую назначают из соотношения где n - число разрешенных шагов изменения уставки where the minimum allowed, and the maximum allowable value of the allowable pressure setting of the gas condensate mixture at the unit inlet. In this case, changing the setting
АСУ ТП 6 осуществляет управление пошаговым изменением уставки допустимого значения давления газоконденсатной смеси на входе установки с помощью КР 2, соблюдая одновременно требования системы из двух неравенств
АСУ ТП 6 управляет расходом осушенного газа по установке с помощью ПИД-регулятора 26, учитывая текущее положение рабочего органа КР 11 и допустимые вариаций расхода осушенного газа относительно его уставки, которые задают в виде неравенства
где минимально допустимое, а максимально допустимое значение расхода осушенного газа, поступающего в МГП. В результате АСУ ТП 6 реализует управление расходом осушенного газа по установке соблюдая требование одновременного соответствия системе из двух неравенствwhere the minimum allowed, and the maximum allowable flow rate of dried gas entering the MGP. As a result,
В процессе эксплуатации установки, положение рабочих органов КР 5 и КР 10, в отличие от положения КР 2 и КР 11, может изменяться от полностью открыт до полностью закрыт.During operation of the installation, the position of the working bodies of
Допустимые вариации значения температуры осушенного газа поступающего в МГП, относительно ее уставки задают неравенствомPermissible variations in dry gas temperature entering the MHL, with respect to its setting, is given by the inequality
где минимально допустимое, а максимально допустимое значение температуры осушенного газа.where the minimum allowed, and the maximum allowable dry gas temperature.
Допустимые вариации значения температуры НГК подаваемого в МКП, относительно ее уставки задают неравенствомPermissible variations in the temperature value of the OGK supplied to the MCP, with respect to its setting, is given by the inequality
где минимально допустимое, а максимально допустимое значение температуры НГК.where the minimum allowed, and the maximum allowable value of the temperature of the OGK.
Допустимые вариации значения температуры в низкотемпературном сепараторе относительно ее уставки задают неравенствомPermissible temperature variation in a low-temperature separator relative to its setting is given by the inequality
где минимально допустимое, а максимально допустимое значение температуры в низкотемпературном сепараторе.where the minimum allowed, and maximum allowable temperature value in the low-temperature separator.
Обслуживающий персонал перед запуском установки в эксплуатацию вводит в БД АСУ ТП 6 первоначальные значения следующих параметров -степень открытия КР 2, КР 5, КР 10 и КР 11 и значения нижней границы положения рабочих органов КР 2 - Smin_КР2 и КР 11 - Smin_КР11, а также первоначальные значения уставок для ПИД-регуляторов 26, 27, 28 и 29:Before putting the unit into operation, the service personnel enters into the DB of the
- расход осушенного газа по установке;- consumption of dry gas in the plant;
- температуру осушенного газа, поступающего в МГП;- the temperature of the dried gas entering the MGP;
- температуру НГК, подаваемого в МКП;- temperature of OGK supplied to the MCP;
- температуру в низкотемпературном сепараторе;- temperature in the low-temperature separator;
- допустимое давление перед сепаратором первой ступени сепарации 4. При запуске установки в работу АСУ ТП 6 в реальном режиме времени осуществляет контроль положения рабочих органов КР 5, КР 10 и КР 11, а также расход осушенного газа, поступающего в МГП, с помощью датчика расхода 13, температуры в низкотемпературном сепараторе 14 с помощью датчика 15, температуры осушенного газа/НГК, поступающих/подаваемых в МГП/МКП, с помощью датчиков 12 и 17, соответственно.- admissible pressure in front of the separator of the first stage of
Контролируя указанные параметры АСУ ТП 6 ведет управление технологическим процессом с учетом указанных выше ограничений и поддерживает стабильным выполнение заданного расхода осушенного газа по установке - базовый (основной) режим. Если в процессе работы не удастся удержать в заданных пределах расход осушенного газа, поступающего в МГП или заданную температуру в низкотемпературном сепараторе 14 или заданную температуру осушенного газа/НГК, поступающего/подаваемого в МГП/МКП, либо рабочий орган КР 5 или КР 10 или КР 11 перейдет в одно из своих крайних положений, то АСУ ТП 6 автоматически переводит установку на следующий режим работы, предусматривающий изменение значения уставки давления газоконденсатной смеси на входе установки в рамках допустимых вариаций. Этот режим АСУ ТП 6 реализует с помощью ПИД-регулятора 29 и управляемого им КР 2 в рамках ограничений, установленных системой неравенств (1), изменив значение первоначально заданной уставки по давлению на один шаг. Одновременно АСУ ТП 6 формирует сообщение оператору установки об автоматическом переводе установки на следующий режим работы.By controlling the specified parameters, the
Данный режим АСУ ТП 6 реализует, увеличивая/уменьшая значение уставки допустимого значения давления газоконденсатной смеси на входе установки, в зависимости от сложившейся ситуации в ту или иную сторону, до значенияThe
Это новое значение уставки АСУ ТП 6 подает в виде сигнала 25 на вход SP ПИД-регулятора 29. Сравнивая ее значение с фактическим давлением на входе установки, поступающим от датчика 3 ПИД-регулятор 29 на своем выходе CV формирует управляющий сигнал 33 и задает соответствующее значение степени открытия/закрытия КР 2. Это ведет к изменению давления добываемой газоконденсатной смеси на входе в установку, что вызывает изменение перепада давления на редуцирующем КР 11. Благодаря этому произойдет, повышение/понижение температуры в низкотемпературном сепараторе 14, что, в свою очередь, приведет к устранению возникшего отклонения - повышению/понижению расхода осушенного газа, поступающего в МГП или температуры газа/НГК, поступающих в МГП/МКП.The
Корректировку значения уставки давления на входе установки АСУ ТП 6 производит пошагово, в зависимости от направления возникшего нарушения и с учетом инерционности технологических процессов установки. Количество шагов n, перекрывающих весь интервал допустимых вариаций изменения уставки давления на входе установки как правило, назначают равным 10, по 5 шагов в каждую сторону от первоначально заданного значения. При этом на каждом шаге АСУ ТП 6 реализует режим управления технологическими процессами установки с новым значением уставки в течение интервала времени не менее являющегося индивидуальной характеристикой установки, определяемой экспериментально. В частности, для установок Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения требуется время для завершения переходных процессов порядка 10 минут. Если при реализации первого или очередного шага удается устранить возникшее нарушение в ходе технологического процесса - восстановить заданный расход осушенного газа, поступающего в МГП или заданную температуру в низкотемпературном сепараторе 14, или заданную температуру осушенного газа/НГК, поступающего/подаваемого в МГП/МКП, либо вернуть рабочий орган КР 5 или КР 10 или КР 11 в его рабочий диапазон положений, то АСУ ТП 6 продолжает работать с этим новым значением уставки, зафиксировав ее значение в своей БД в качестве задания. В противном случае АСУ ТП 6 продолжит поиск, изменив значение уставки еще на один шаг.Correction of the pressure setpoint value at the inlet of the
Такой режиме коррекции уставки с помощью КР 2 позволяет АСУ ТП 6 многократно возвращаться к ранее реализованным режимам работы, в том числе и к первоначальному.This setpoint correction mode with the help of KR 2 allows
Если в режиме коррекции уставки с помощью КР 2 будет достигнута одна из границ допустимых вариаций давления на входе установки или либо рабочий орган КР 2 перейдет в состояние полностью открыт или , то АСУ ТП 6 формирует об этом сообщение оператору установки для принятия решения по изменению режима работы кустов газодобывающих скважин, либо перехода на режим работы установки с подключением турбодетандерных агрегатов.If in setpoint correction mode with the help of KR 2, one of the limits of permissible pressure variations at the inlet of the installation will be reached or either the working body of KR 2 will go into a fully open state or , then
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 adjustment of the PID controllers used is carried out by the maintenance personnel at the time the system is put into operation for a specific mode of operation of the installation according to the method described, for example, in the Encyclopedia of Process Control Systems, clause 5.5, PID controller, resource:
http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.
Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа, работающей в условиях Крайнего Севера реализован в ПАО «Газпром» ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном нефтегазоконденсатном газоконденсатном месторождении на УКПГ 1 В и УКПГ 2 В. Результаты эксплуатации показали его высокую эффективность. Заявляемое изобретение может широко использоваться и на других действующих и вновь осваиваемых газоконденсатных месторождениях, расположенных в районах Крайнего РФ. Применение данного способа позволяет автоматически поддерживать температурный режим на установках в рамках технологических норм и ограничений, предусмотренных их технологическими регламентами, благодаря чему появляется возможность:A method for automatic control of a low-temperature gas separation unit operating in the Far North was implemented at Gazprom PJSC Gazprom dobycha Yamburg LLC at the Zapolyarnoye oil and gas condensate gas condensate field at GTP 1 V and GTP 2 V. The results of operation showed its high efficiency. The claimed invention can be widely used in other existing and newly developed gas condensate fields located in the regions of the Extreme Russian Federation. The use of this method makes it possible to automatically maintain the temperature regime at the plants within the technological norms and restrictions provided for by their technological regulations, which makes it possible to:
- удерживать в установленных рамках в автоматическом режиме динамически изменяющийся режим работы технологических процессов установки в рамках установленных границ, обеспечивая ее эффективную работу с учетом динамики текущих значений внешних и внутренних параметров;- keep within the established limits in automatic mode the dynamically changing mode of operation of the plant's technological processes within the established boundaries, ensuring its efficient operation, taking into account the dynamics of the current values of external and internal parameters;
- осуществлять контроль и поддержание заданного расхода осушенного газа, поступающего в МГП, а также температуры осушенного газа/НГК, поступающих/подаваемых в МГП/МКП, с целью защиты вечномерзлых грунтов от размораживания при подземной прокладке газо- и конденсатопроводов на Крайнем Севере РФ;- to control and maintain the specified flow rate of dried gas entering the MGP, as well as the temperature of the dried gas/OGK entering/supplying to the MGP/MKP, in order to protect permafrost soils from thawing during underground laying of gas and condensate pipelines in the Far North of the Russian Federation;
- практически минимизировать роль «человеческого фактора» при принятии управленческих решений в процессе эксплуатации установки.- to practically minimize the role of the "human factor" in making managerial decisions during the operation of the plant.
Claims (3)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2782988C1 true RU2782988C1 (en) | 2022-11-08 |
Family
ID=
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU771422A1 (en) * | 1978-11-23 | 1980-10-15 | Специальное Проектно-Конструкторское Бюро "Промавтоматика" Министерства Приборостроения, Средств Автоматизации И Систем Управления Ссср | System for regulating process duty of low-temperature gas separation installation |
US20020185006A1 (en) * | 2001-03-29 | 2002-12-12 | Lecomte Fabrice | Process for dehydrating and fractionating a low-pressure natural gas |
US8128728B2 (en) * | 2006-05-05 | 2012-03-06 | Plasco Energy Group, Inc. | Gas homogenization system |
RU2685460C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-04-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes of the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
RU2709045C1 (en) * | 2019-01-09 | 2019-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit |
RU2755099C1 (en) * | 2020-12-09 | 2021-09-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic control of low-temperature gas separation at oil and gas condensate fields in the north of the russian federation |
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU771422A1 (en) * | 1978-11-23 | 1980-10-15 | Специальное Проектно-Конструкторское Бюро "Промавтоматика" Министерства Приборостроения, Средств Автоматизации И Систем Управления Ссср | System for regulating process duty of low-temperature gas separation installation |
US20020185006A1 (en) * | 2001-03-29 | 2002-12-12 | Lecomte Fabrice | Process for dehydrating and fractionating a low-pressure natural gas |
US8128728B2 (en) * | 2006-05-05 | 2012-03-06 | Plasco Energy Group, Inc. | Gas homogenization system |
RU2685460C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-04-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes of the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
RU2709045C1 (en) * | 2019-01-09 | 2019-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit |
RU2755099C1 (en) * | 2020-12-09 | 2021-09-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic control of low-temperature gas separation at oil and gas condensate fields in the 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 | |
RU2709044C1 (en) | Method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of extreme north | |
CN100491852C (en) | Automatic control method for central cold supply system | |
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 | |
WO2015150056A1 (en) | Pressure regulating device for a gas supply system of a gas turbine plant | |
CN109976419B (en) | Automatic control system and method for temperature and pressure reduction of regional cooling and heating steam | |
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 | |
Bakker et al. | Advanced control of a water supply system: A case study | |
RU2782988C1 (en) | Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit operating in the conditions of the extreme north of the russian federation | |
RU2709045C1 (en) | Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit | |
RU2781231C1 (en) | Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit operating in the conditions of the north of the russian federation | |
CN107525348B (en) | Multivariable predictive control method for air separation device | |
RU2783034C1 (en) | Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit with air cooling apparatus in the extreme north of the russian federation | |
RU2783033C1 (en) | Method for automatic control of a low-temperature gas separation unit with turbo-expander units in the extreme north of the russian federation | |
RU2783035C1 (en) | Method for automatic control of low-temperature gas separation unit with air cooling apparatus in the north of rf | |
RU2783037C1 (en) | Method for automatic maintenance of the temperature condition on low-temperature gas separation installations with air cooling apparatus in the extreme north of the russian federation | |
RU2783036C1 (en) | Method for automatic maintenance of temperature condition at low-temperature gas separation installations with turbo-expander units in the extreme north of the russian federation | |
RU2781238C1 (en) | Method for automatic control of low-temperature gas separation unit with turbo-expander units in the north of rf | |
CN204781126U (en) | Secondary pressurization station intelligence control system | |
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 | |
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 | |
RU2768443C1 (en) | Method for automatic maintenance of unstable gas condensate density supplied to the main condensate pipeline at low-temperature gas separation plants in the far north | |
RU2775126C1 (en) | Method for automatically maintaining the density of unstable gas condensate at the output of low-temperature gas separation units of the northern petroleum and gas condensate fields of the russian federation | |
CN105423132B (en) | A kind of natural gas pressure regulating system and its setting method |