Способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа в условиях крайнего севера

Изобретение относится к области добычи, сбора и подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности к автоматическому управлению производительностью установок низкотемпературной сепарации газа (далее установка). Предложен способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа в условиях Крайнего Севера, включающий контроль средствами автоматизированной системы управления технологическим процессами (АСУ ТП) установки низкотемпературной сепарации газа следующих параметров: расход осушенного газа, поступающего в магистральный газопровод (МГП); расход нестабильного газового конденсата (НГК), поступающего в магистральный конденсатопровод (МКП); уровень НГК в буферной емкости; давление газа в МГП и давление конденсата в МКП. При этом осуществляют задание диспетчером газодобывающего предприятия по объему добычи НГК, поступающее в базу данных (БД) АСУ ТП, которая исполняет его с помощью ПИД-регулятора поддержания расхода НГК в МКП. Для этого на вход задания SP указанного ПИД-регулятора АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера, и одновременно на его вход обратной связи PV подает сигнал ткущего расхода НГК в МКП. Сравнивая эти сигналы, ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал задания производительности насосного агрегата, который обеспечивает заданный объем подачи НГК из буферной емкости в МКП. При этом сам ПИД-регулятор реализован на базе АСУ ТП. Одновременно АСУ ТП следит за уровнем НГК в буферной емкости, удерживая его в заданных пределах с помощью ПИД-регулятора поддержания уровня добычи НГК установки. Для этого на вход задания SP указанного ПИД-регулятора подают сигнал текущего расхода НГК в МКП, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал текущего расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа в буферную емкость. Сравнивая эти сигналы, ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал, поступающий на клапан-регулятор, управляющий расходом добываемой газоконденсатной смеси, поступающей в блок низкотемпературной сепарации газа. При этом ПИД-регулятор поддержания уровня добычи НГК работает в двух режимах: номинальном, если уровень НГК в буферной емкости не выходит за рамки верхней или нижней предупредительной уставки; с допустимым уровнем перерегулирования, если уровень НГК в буферной емкости вышел за рамки верхней или нижней предупредительной уставки. Переключение режимов работы указанного ПИД-регулятора осуществляет АСУ ТП с помощью коммутатора, подавая на его вход CS сигнал на коммутацию коэффициентов пропорциональности, которые постоянно подаются на входы этого блока коммутации. В результате соответствующее сложившейся ситуации значение коэффициента пропорциональности с выхода коммутатора поступает на вход Кр ПИД-регулятора поддержания уровня добычи НГК установкой. При этом номинальное и максимальное значения коэффициента пропорциональности назначаются по итогам газодинамических испытаний скважин с учетом проекта разработки месторождения. Изобретение обеспечивает автоматическое выполнение задания диспетчера газодобывающего предприятия по объему добычи НГК и поддержание его необходимого запаса в буферной емкости, гарантирующего бесперебойную работу насосного агрегата, контроль в режиме реального времени значений давления и расхода газа и НГК, подаваемых в МГП и МКП соответственно, и удержание стабильного режима работы установки во время переходных процессов, обеспечивая транспортировку НГК по МКП в однофазном состоянии, а также исключение «раскачки» режима работы установки и появления газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области добычи, сбора и подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности, к автоматическому управлению производительностью установок низкотемпературной сепарации газа в условиях Крайнего Севера (далее - установка).

Известен способ автоматического управления производительностью газоконденсатного промысла, который включает установки, соединенные с газосборным коллектором, подключенным к компрессорной станции, при этом к газосборному коллектору первым входом подсоединен регулятор давления газа, а на выходах установок установлены датчики расхода газа, связанные с первыми входами соответствующих регуляторов расхода газа, подключенных к исполнительным механизмам, установленным на входах установок, при этом вторые входы регуляторов расхода газа подсоединены к соответствующим блокам ограничения сигнала, связанным через блок умножения на постоянный коэффициент с выходом регулятора давления, с целью обеспечения поддержания оптимальной величины давления в газосборном коллекторе при переменном газопотреблении, а для повышения экономичности процесса добычи газа и конденсата она снабжена датчиком производительности компрессорной станции и программным задатчиком, вход которого соединен с выходом датчика производительности, а выход задатчика соединен со вторым входом регулятора давления [см. патент SU 744117].

Данный способ поддерживает производительность установок промысла в зависимости от величины отбора газа из коллектора компрессорной станции, к которому подключены выходы установок. При этом функциональная зависимость величины оптимального давления в газосборном коллекторе от производительности компрессорной станции определяется заранее расчетным или экспериментальным путем для программного задатчика системы.

Выходной сигнал программного задатчика является уставкой для регулятора давления газа, поддерживающего давление в газосборном коллекторе. Если текущее значение давления газа в коллекторе отклоняется от заданного (оптимального), формируемого программным задатчиком, то регулятор давления отрабатывает выходной сигнал, который через блоки умножения на постоянный коэффициент и блоки ограничения сигнала поступает, как задание, на вход всем регуляторам, поддерживающим расход газа установок промысла. Каждый из этих регуляторов, в свою очередь, управляет клапаном-регулятором, установленным на выходе своей установки. Регулятор сравнивает текущее значение расхода газа через установку с поступившим значением задания из блока ограничения сигнала, и воздействует (если величина разбаланса не равно нулю) на исполнительный механизм клапана регулятора до тех пор, пока приток газа в газосборном коллекторе не уровняет текущее значение давления с оптимальным заданным.

Недостатком указанной системы является то что, производительность установок по газу напрямую привязана к поддержанию оптимального давления в выходном коллекторе газа, и никак не связана с добычей нестабильного газового конденсата (НГК). НГК по сравнению с газом является более ценным продуктом и, как правило, на производстве производительность установки поддерживается, в первую очередь, по объему добычи НГК. В результате управление промыслом, обеспечивающее заданный объем добычи по НГК, осуществляется вручную.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ управления установкой низкотемпературной сепарации газа, включающий датчики расхода газа, подсоединенные к первым входам соответствующих регуляторов расхода газа, связанных с исполнительными механизмами на входных линиях установки, идентификатор, соединенный с датчиками расхода газа и конденсата, поступающего в конденсатосборник. С целью поддержания добычи конденсата на уровне текущего конденсатопотребления при минимальном отборе газа за счет повышения точности регулирования, в нем используют регулятор уровня, установленный на конденсатосборнике, и оптимизатор, первый и второй входы которого связаны, соответственно, с идентификатором и регулятором уровня, а выход оптимизатора подсоединен ко вторым входам регуляторов расхода газа [см. патент SU 769240].

Данный способ поддерживает производительность установок по добыче НТК путем контроля его уровня в конденсатосборнике. В случае увеличения отбора НГК потребителем, происходит уменьшение значения уровня в конденсатосборнике. Система фиксирует это отклонение и, используя идентификатор и оптимизатор, производит увеличение задания для регуляторов расхода газоконденсатной смеси, проходящей через установки, что приводит к увеличению выхода НГК с них и, соответственно, к повышению его уровня в конденсатосборнике. И наоборот, в случае уменьшения отбора НГК потребителем, происходит повышение его уровня, система фиксирует это отклонение и, соответственно, производит уменьшения задания для регуляторов расхода газоконденсатной смеси, проходящей через установки, что приводит к уменьшению выхода НГК с них и снижению его уровня в конденсатосборнике.

Существенным недостатком данного способа является то, что в нем:

- соблюдение режима работы установки во время переходных процессов является достаточно сложной задачей;

- отсутствует контроль за работой магистрального конденсатопровода (МКП) и магистрального газопровода (МГП).

В условиях Крайнего Севера дальнейшая переработка НГК осуществляется на конденсат-перерабатывающем заводе, который может находиться на значительном расстоянии от газового промысла (до 1000 км). Поэтому для эффективной работы МКП требуется транспортировать НГК по нему в однофазном состоянии, исключая появление газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе, которые могут вызвать серьезные осложнения и стать причиной возникновения аварийных ситуаций [см. например, А.А. Коршак, А.И. Забазнов, В.В. Новоселов и др. Трубопроводный транспорт нестабильного газового конденсата. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994].

На практике приходится останавливать или запускать в работу добывающие газоконденсатные скважины, например, при проведении газогидродинамического исследования скважин, при уточнении значения пластового давления на заданном участке и т.д., что приводит к изменению режима работы установки, и, соответственно, к переходным процессам в ее работе. Во время переходных процессов соблюдение точного режима работы установки является достаточно сложной задачей из-за появления кратковременных изменений по расходу НГК с установки в буферную емкость (конденсатосборник). Очевидно, если производительность установки напрямую зависит от уровня НГК в буферной емкости (конденсатосборнике), кратковременные изменения рабочего уровня НГК в ней ведут к необоснованному изменению задания по расходу газа. А это вызывает не нужную «раскачку» режима работы и может повлечь за собой нарушение технологического режима работы установки, что в конечном итоге влияет на качество и количество подготавливаемого НГК, а также ведет к появлению газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе.

Отсутствие контроля за работой МКП и МГП затрудняет поддержание их нормального режима работы.

Целью заявляемого изобретения является автоматическое поддержание заданного уровня производительности установки по НГК и стабильного режима работы установки во время переходных процессов в рамках технологических норм и ограничений, предусмотренных технологическим регламентом, а также осуществление контроля за работой МКП и МГП.

Техническими результатами, достигаемыми при реализации изобретения, является:

- автоматическое поддержание заданного диспетчером газодобывающего предприятия объема добычи НГК и его необходимого запаса в буферной емкости, гарантирующего бесперебойную работу насосного агрегата;

- контроль в режиме реального времени давления и расхода газа, и НГК, подаваемых в МГП и МКП, соответственно;

- поддержание стабильного режима работы установки во время переходных процессов, обеспечивая транспортировку НГК по МКП в однофазном состоянии, исключая «раскачку» режима работы установки и появление газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа в условиях Крайнего Севера включает контроль средствами автоматизированной системы управления технологическим процессами (АСУ ТП) следующих параметров:

- расход осушенного газа, поступающего в МГП;

- расход НГК, поступающего в МКП;

- уровень НГК в буферной емкости;

- давление газа в МГП и давление конденсата в МКП.

Суть способа заключается в том, что задание диспетчера газодобывающего предприятия по объему добычи НГК поступает в базу данных (БД) АСУ ТП, которая исполняет его с помощью ПИД-регулятора поддержания расхода НГК в МКП. Для этого на вход задания SP указанного ПИД-регулятора АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера, и одновременно на его вход обратной связи PV подает сигнала ткущего расхода НГК в МКП. Сравнивая эти сигналы, ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал задания производительности насосного агрегата, который обеспечивает заданный объем подачи НГК из буферной емкости в МКП. При этом ПИД-регулятор поддержания расхода НГК в МКП сформирован на базе АСУ ТП.

Одновременно АСУ ТП следит за уровнем НГК в буферной емкости, который удерживает в заданных пределах с помощью ПИД-регулятора поддержания уровня добычи НГК установки. Для этого на вход задания SP указанного ПИД-регулятора подают сигнал текущего расхода НГК в МКП, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал текущего расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа в буферную емкость. Сравнивая эти сигналы указанный ПИД-регулятор на своем выходе CV формирует управляющий сигнал, поступающий на клапан-регулятор, управляющий расходом добываемой газоконденсатной смеси, поступающей в блок низкотемпературной сепарации газа. При этом ПИД-регулятор поддержания уровня добычи НГК работает в двух режимах:

- номинальном - если уровень НГК в буферной емкости не выходит за рамки верхней или нижней предупредительной уставки;

- с допустимым уровнем перерегулирования, если уровень НГК в буферной емкости вышел за рамки верхней или нижней предупредительной уставки.

Переключение режимов работы указанного ПИД-регулятора осуществляет АСУ ТП, подавая на вход CS коммутатора сигналов сигнал коммутации коэффициентов пропорциональности, сигналы которых постоянно поступают на два других входа коммутатора, предназначенных для них. В результате с выхода коммутатора на вход Кр этого ПИД-регулятора подается сигнал коэффициента пропорциональности, соответствующий сложившейся ситуации, определяя режим работы ПИД-регулятора. Значения коэффициентов пропорциональности назначаются по итогам газодинамических исследований скважин с учетом проекта разработки месторождения.

Если в ходе технологического процесса уровень НГК в буферной емкости достигнет верхнего или нижнего предупредительного ограничения, заданного уставками - Lмакс_пред. и Lмин_пред., которые обозначены в технологическом регламенте, то АСУ ТП формирует сообщение оператору установки для оценки сложившейся ситуации и принятия решения об изменении технологического режима работы установки.

Если, несмотря на принятое оператором установки решение, уровень НГК в буферной емкости достигнет максимального - Lмакс. или минимального Lмин. значения, заданного соответствующей уставкой в технологическом регламенте, или выйдет за их рамки, то АСУ ТП формирует об этом сообщение оператору установки для оценки сложившейся ситуации и запускает алгоритм управления процессом, предусмотренный технологическим регламентом установки для такого случая.

АСУ ТП в режиме реального времени контролирует давление в МГП и в МКП, и случае достижения любым из этих давлений одной из своих предупредительных уставок - Pмакс._пред. или Pмин._пред., определенных технологическим регламентом установки, АСУ ТП формирует сообщение оператору установки для принятия решений по изменению режима ее работы.

Если, несмотря на принятое оператором установки решение, давление в МГП или в МКП достигнет своего максимального - Pмакс. или минимального - Pмин. значения, определенного соответствующими уставками в технологическом регламенте установки, или выйдет за их рамки, то АСУ ТП формирует соответствующее сообщение оператору о сложившейся ситуации. Одновременно АСУ ТП запускает алгоритм работы, предусмотренный технологическим регламентом для такого случая.

На фиг. 1 приведена принципиальная технологическая схема установки и в ней использованы следующие обозначения:

1 - входная линия установки;

2 - клапан-регулятор расхода добываемой газоконденсатной смеси;

3 - АСУ ТП установки;

4 - блок низкотемпературной сепарации газа;

5 - датчик расхода осушенного газа, поступающего в МГП;

6 - датчик давления газа в МГП;

7 - МГП;

8 - линия выхода НГК из блока низкотемпературной сепарации газа 4;

9 - датчик расхода НГК на выходе блока низкотемпературной сепарации газа 4;

10 - датчик уровня НГК в буферной емкости 11;

11 - буферная емкость НГК;

12 - насосный агрегат подачи НГК в МКП;

13 - датчик расхода НГК, подаваемого в МКП 15;

14 - датчик давления НГК в МКП 15;

15 - МКП.

На фиг. 2 приведена структурная схема автоматического управления производительностью установки, и в ней использованы следующие обозначения:

16 - сигнал текущих показаний датчика расхода 13 НГК, подаваемого в МКП;

17 - сигнал задания уровня добычи НГК, поступающий из БД АСУ ТП;

18 - сигнал текущих показаний датчика расхода 9 НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа 4 в буферную емкость 11;

19 - сигнал номинального значения коэффициента пропорциональности - Kп_ном., поступающий из БД АСУ ТП на вход I1 коммутатора 22;

20 - сигнал максимального значения коэффициента пропорциональности - Kп_макс., поступающий из БД АСУ ТП на вход I2 коммутатора 22;

21 - сигнал на коммутацию коэффициентов пропорциональности, поступающий на вход CS управления работой коммутатора 22;

22 - блок коммутации;

23 - ПИД-регулятор поддержания расхода НГК, подаваемого из буферной емкости 11 в МКП 15;

24 - ПИД-регулятор поддержания расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа 4 в буферную емкость 11;

25 - сигнал управления насосным агрегатом 12;

26 - сигнал управления расходом добываемой газожидкостной смеси, подаваемый на клапан-регулятор 2.

Способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа в условиях Крайнего Севера реализуют следующим образом.

Добываемую газожидкостную смесь через входную линию 1, оснащенную клапаном регулятором расхода газа 2, подают на вход блока низкотемпературной сепарации газа 4. В этом блоке производят очищение газожидкостной смеси от механических примесей, капельной влаги и пластовой жидкости, а так же осуществляют отделение водного раствора ингибитора от НГК. Получаемый НГК через линию выхода 8 блока низкотемпературной сепарации газа 4, оснащенную датчиком расхода 9, отводят в буферную емкость 11, оснащенную датчиком уровня 10. Из буферной емкости 11 НГК транспортируют насосным агрегатом 12 в МКП 15, оснащенный датчиками расхода 13 и давления 14. Осушенный газ из блока низкотемпературной сепарации газа 4 подают в МГП 7, оснащенный датчиками расхода 5 и давления 6.

Задание диспетчера газодобывающего предприятия по объему добычи НГК АСУ ТП поддерживает путем соблюдения баланса между отбором НГК из буферной емкости 11 и его поступлением в нее из блока низкотемпературной сепарации газа 4. При этом в буферной емкости 11 АСУ ТП удерживает в заданных границах запас НГК, необходимый для устойчивой работы насосного агрегата 12.

Реализуя указанный процесс, контролируют расход НГК, подаваемый в МКП 15, датчиком расхода 13. Параллельно контролируют расход НГК, подаваемый в буферную емкость 11, датчиком расхода 9, а так же уровень НГК в буферной емкости 11 датчиком уровня 10. Используя показания указанных датчиков, осуществляют регулирование клапаном-регулятором 2 расхода газоконденсатной смеси, проходящей через блок низкотемпературной сепарации газа 4. При этом объем буферной емкости подобран так, что 11 позволяет учесть потенциальную стохастичность параметров добываемой газожидкостной смеси и потенциальную «раскачку» технологического процесса, возникающую во время переходных процессов, что гарантирует стабильную производительность насосного агрегата подачи НГК в МКП.

Автоматическое управление производительностью установки по НГК с учетом сказанного реализуют по следующему принципу:

Задание диспетчера газодобывающего предприятия по уровню добычи НГК поступает в БД АСУ ТП, которая исполняет его с помощью ПИД-регулятора 23 поддержания расхода НГК, реализованного на ее базе. Для этого на вход обратной связи PV данного ПИД-регулятора подают сигнал 16 - значения текущего расхода НГК в МКП 15, поступающего с датчика расхода 13, а на вход задания SP этого же ПИД-регулятора подают сигнал задания 17 на добычу НГК, поступающий из БД АСУ ТП 3 установки. Сравнивая эти сигналы ПИД-регулятор 23 на выходе CV формирует управляющий сигнал 25 - задание производительности насосного агрегата 12, который обеспечивает заданный объем подачи НГК в МКП 15.

Объем поступления НГК в буферную емкость 11 из блока низкотемпературной сепарации газа 4, необходимый для выполнения задания по объему добычи НГК, поддерживают с помощью ПИД-регулятора 24 поддержания расхода НГК (также реализованного на базе АСУ ТП 3 установки).

Для управления поступлением НГК в буферную емкость 11 на вход задания SP ПИД-регулятора 24 подают сигнал 16 значения текущего расхода НГК в МКП 15 с датчика расхода 13. На вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал 18 - значения текущего расхода НГК, поступающий с датчика 9, контролирующего расход НГК на выходе блока низкотемпературной сепарации газа 4. В результате сравнения этих сигналов ПИД-регулятор 24 формируется на своем выходе CV управляющий сигнал 26 для клапана-регулятора 2 расхода добываемой газоконденсатной смеси, проходящей через блок низкотемпературной сепарации газа 4. В результате АСУ ТП поддерживает такой объем добычи газожидкостной смеси, при котором разность расхода между выходом НГК из блока 4 и подачей его в МКП 15 будет полностью компенсироваться соответствующим объемом НГК в буферной емкости 11.

Обслуживающий персонал в момент настройки системы автоматического управления производительностью установки, исходя из паспортных данных буферной емкости 11 и технологического регламента установки, задает значения максимальной - Lмакс._пред. и минимальной - Lмин._пред. предупредительной уставки, максимального - Lмакс. и минимального Lмин. допустимого уровня жидкости в вид соответствующих уставок а также значение рабочего уровня в ней. С учетом этих уставок АСУ ТП контролирует текущий уровень НГК - Lраб. в буферной емкости 11, используя показания датчика уровня 10. В случае выхода значения уровня за пределы предупредительных уставок, АСУ ТП, для ускорения компенсации отклонения, изменяет динамику работы ПИД-регулятора 24. Это достигается путем коммутации коэффициентов пропорциональности Kп_ном. и Kп_макс., значения которых в виде сигналов 19 и 20 поступают из базы данных АСУ ТП на входы I1 и I2 блока коммутации 22, который так же реализован на базе АСУ ТП 3 установки. Переключение в блоке коммутации между коэффициентами пропорциональности Kп_ном. и Kп_макс., производится по сигналу 21, подаваемому АСУ ТП на вход CS блока коммутации коэффициентов пропорциональности 22. Алгоритм подачи сигнала 21 на коммутацию коэффициентов пропорциональности учитывает текущее значение уровня НГК в буферной емкости 11 и описан ниже.

Если уровень НГК в буферной емкости 11 находится между верхней и нижней предупредительной уставками, АСУ ТП подает на вход 21 сигнал «1» и значение Kп_ном. . со входа I1 г проходит на выход О блока коммутации 22 и далее на вход Кр ПИД-регулятора 24. В результате этого ПИД-регулятор 24 поддержания расхода НГК из блока низкотемпературной сепарации газа 4 в буферную емкость 11 будет работать в номинальном режиме.

Если уровень НГК в буферной емкости 11 достигнет одной из предупредительных уставок (Lмакс._пред. и Lмин._пред.), АСУ ТП подает на вход CS блока коммутации коэффициента пропорциональности сигнал «0» и значение Kп._макс. ., подаваемое на вход I2 коммутатора 22 будет проходить на его выход О и далее на вход Кр ПИД-регулятор 24. В этом случае работа ПИД-регулятора 24 будет протекать с допустимым уровнем перерегулирования.

Как только текущее значение уровня НГК в буферной емкости 11, поступающее с датчика уровня 10, окажется между предупредительными уставками, АСУ ТП подаст на вход CS коммутатора 22 сигнал коммутации, равный «1» и вернет ПИД-регулятор 24 в номинальный режим работы.

Благодаря использованию двух коэффициентов пропорциональности, коммутируемых в зависимости от сложившейся ситуации, изменяется режим работы ПИД-регулятора 24. В результате повышается быстродействие и точность введения технологического режима установки за счет изменения реакции системы на возмущающие факторы, возникающие во время переходных процессов на установке. Как следствие этого - практически исключаются критические отклонения уровня НГК в буферной емкости за установленные ограничения. Благодаря этому обеспечивается транспортировка НГК по конденсатопроводу в однофазном состоянии, исключая появление газовых пробок и их скоплений в МКП.

Если в ходе технологического процесса уровень НГК в буферной емкости 11 выйдет за границы одного из своих предупредительных ограничений - Lмакс._пред. или Lмин._пред., то АСУ ТП формирует об этом сообщение оператору установки для оценки сложившейся ситуации и принятия решений об изменении технологического режима ее работы.

Если уровень НГК в буферной емкости 11 выйдет за границы своего максимального - Lмакс. или минимального - Lмин. значения (обозначенных в технологическом регламенте как соответствующие уставки), о АСУ ТП сформирует об этом сообщение оператору установки для оценки сложившейся ситуации. Одновременно АСУ ТП запустит алгоритм управления процессом, предусмотренный технологическим регламентом установки для такого случая.

Так же АСУ ТП 3 в режиме реального времени контролирует давление в МГП 7 и в МКП 15, используя показания датчиков давления 6 и 14. В случаях достижения одного из давлений значения предупредительной уставки, определенных технологическим регламентом установки, АСУ ТП 3 формирует сообщение оператору установки для принятия решений по изменению режима ее работы.

Если, несмотря на принятое оператором установки решение, давление в МГП или в МКП достигнет своего максимального Pмакс. или минимального Pмин. значения, определенных как уставки технологическим регламентом установки, или выйдет за их рамки, то АСУ ТП 3 формирует сообщение оператору установки о возникшей ситуации. Одновременно АСУ ТП запускает алгоритм работы, предусмотренный технологическим регламентом установки для такого случая.

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 производительностью установки низкотемпературной сепарации газа в условиях Крайнего Севера реализован в ПАО «Газпром» ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном газоконденсатном месторождении на установках комплексной подготовки газа 1В и 2В. Результаты эксплуатации показали его высокую эффективность. Заявляемое изобретение может широко использоваться и на других действующих и вновь осваиваемых газоконденсатных месторождениях РФ.

Применение данного способа позволяет в автоматическом режиме:

- поддерживать заданный диспетчером газодобывающего предприятия объем добычи НГК и удерживать его необходимый запас в буферной емкости для бесперебойной работы насосного агрегата;

- контролировать значения давления и расхода газа и НГК, подаваемых в МГП и МКП, соответственно;

- поддерживать стабильный режим работы установки во время переходных процессов, обеспечивая транспортировку НГК по МКП в однофазном состоянии, исключая «раскачку» режима работы установки и появления газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе.

1. Способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа в условиях Крайнего Севера, включающий контроль средствами автоматизированной системы управления технологическим процессами - АСУ ТП установки низкотемпературной сепарации газа расхода осушенного газа, поступающего в магистральный газопровод - МГП, расхода нестабильного газового конденсата - НГК, поступающего в магистральный конденсатопровод - МКП, уровня НГК в буферной емкости, давления газа в МГП и давления конденсата в МКП, отличающийся тем, что задание диспетчера газодобывающего предприятия по объему добычи НГК поступает в базу данных АСУ ТП, которая исполняет задание с помощью ПИД-регулятора поддержания расхода НГК в МКП, реализованного на базе АСУ ТП, на вход задания SP которого АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера, и одновременно на его вход обратной связи PV подает сигнала текущего расхода НГК в МКП, сравнивая которые, этот ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал задания производительности насосного агрегата, который обеспечивает заданный объем подачи НГК из буферной емкости в МКП, одновременно АСУ ТП следит за уровнем НГК в буферной емкости, который удерживает в заданных пределах с помощью ПИД-регулятора поддержания объема добычи НГК установки, на вход задания SP которого подают сигнал текущего расхода НГК в МКП, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал текущего расхода НГК, поступающего из установки низкотемпературной сепарации в буферную емкость, сравнивая которые, этот ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал, поступающий на клапан-регулятор, управляющий расходом добываемой газоконденсатной смеси, поступающей в блок низкотемпературной сепарации газа, при этом ПИД-регулятор поддержания уровня добычи НГК работает в двух режимах: номинальном, если уровень НГК в буферной емкости не выходит за рамки верхней или нижней предупредительной уставки; либо с допустимым уровнем перерегулирования, если уровень НГК в буферной емкости выходит за рамки верхней или нижней предупредительной уставки, и это переключение режимов осуществляет АСУ ТП, подавая сигнал на коммутацию коэффициентов пропорциональности, поступающий на вход CS управления работой блока коммутации, в результате соответствующее значение коэффициента пропорциональности с выхода коммутатора поступает на вход Кр ПИД-регулятора поддержания уровня добычи НГК установкой, при этом сигналы номинального и максимального значений коэффициента пропорциональности на входы блока коммутации поступают непрерывно из базы данных АСУ ТП, а их величины назначаются по итогам газодинамических исследований скважин с учетом проекта разработки месторождения.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что если в ходе технологического процесса уровень НГК в буферной емкости достигнет верхнего или нижнего предупредительного значения, заданного уставками ограничения, обозначенными в технологическом регламенте, то АСУ ТП об этом сообщает оператору установки для оценки сложившейся ситуации и принятия решений об изменении технологического режима ее работы.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что если в ходе технологического процесса уровень НГК в буферной емкости достигнет своего максимального или минимального значения, ограниченного уставками, обозначенными в технологическом регламенте, или выйдет за их рамки, то АСУ ТП об этом сообщает оператору установки для оценки сложившейся ситуации и запускает алгоритм управления процессом, предусмотренный технологическим регламентом установки для такого случая.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что АСУ ТП в режиме реального времени контролирует давление в МГП и в МКП и случае достижения любого из этих давлений одной из своих предупредительных уставок, определенных технологическим регламентом установки, АСУ ТП формирует сообщение оператору установки для принятия решений по изменению ее режима работы.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что если несмотря на принятые оператором установки решения давление в МГП или в МКП выйдет за границы своего максимального или минимального допустимого значения, заданного соответствующими уставками, определенными технологическим регламентом установки, то АСУ ТП формирует сообщение оператору установки о сложившейся ситуации и запускает алгоритм работы, предусмотренный ее технологическим регламентом для такого случая.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса, и может быть использовано в процессах промысловой подготовки к транспорту продукции газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разделения продукции скважин на нефть и воду. Обеспечивает повышение производительности сепаратора, эффективности и качества разделения.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способам эксплуатации обводненных газовых скважин и транспортировке их продукции. Технический результат заключается в увеличении дебита газовой скважины и сокращении расхода ингибитора гидрато- и льдообразования за счет повышения гидравлической эффективности газосборного трубопровода и снижения его влияния на эксплуатационные характеристики обводненной газовой скважины.

Изобретение относится к способу обработки текучей среды обратного притока, выходящей с площадки скважины после стимуляции подземного пласта. Технический результат заключается в снижении затрат при подаче углекислого газа к скважине гидроразрыва, уменьшении расхода природного газа при сжигании на факеле, раздельном получении газообразных и жидких углеводородов.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к устройствам для сбора нефтесодержащей парожидкостной смеси со скважин. Технический результат заключается в увеличении объемов добычи углеводородов, нормализации микроклиматических параметров шахтной атмосферы, уменьшении содержания токсичных газов и углеводородных паров в воздухе буровых галерей, а также в исключении ручного труда, отсутствии систем управления и систем привода запорной арматуры, упрощении конструкции.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности и может быть использовано для обеспечения необходимых условий оперативного определения и измерения содержания основных фаз в нефтегазовом потоке.

В настоящем документе описаны многофазные расходомеры и связанные с ними способы. Устройство для измерения расхода содержит: впускной манифольд; выпускной манифольд; первый и второй каналы для потока, присоединенные между впускным и выпускным манифольдами; и анализатор для определения расхода текучей среды, протекающей через первый и второй каналы для потока, на основании параметра текучей среды, протекающей через первый канал для потока, причем параметр представляет собой перепад давления текучей среды, протекающей через первый канал для потока или плотность смеси текучей среды, протекающей через первый канал для потока, источник и детектор, соединенные с первым каналом для потока, причем анализатор использует полученные детектором значения для определения фазовой фракции текучей среды, протекающей через первый канал для потока, клапан для управления расходом текучей среды через второй канал для потока.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающих скважин с установками штанговых глубинных насосов, осложненных выносом механических примесей.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин. Технический результат заключается в обеспечении возможности измерения дебита жидкости при малом содержании свободного нефтяного газа или его отсутствия в измеряемой продукции.

Изобретение относится к области газовой промышленности, к способам добычи, сбора, подготовки и транспортировки низконапорной газожидкостной смеси и может быть использовано при разработке газоконденсатного месторождения путем эксплуатации добывающих скважин с низкими устьевыми давлениями фонтанным способом и дальнейшей транспортировки низконапорной продукции на перерабатывающий завод без применения компрессоров и эжекторов.

Изобретение относится к области добычи, сбора и подготовки природного газа и газового конденсата к транспорту, в частности к автоматическому управлению производительностью установок низкотемпературной сепарации газа. Технический результат заключается в: автоматическом поддержании заданного значения уровня добычи нестабильного газового конденсата (НГК) и его необходимого запаса в буферной емкости; контроле в режиме реального времени значений давления и расхода газа и НГК, подаваемых в магистральный газопровод (МГП) и магистральный конденсатопровод (МКП), соответственно; поддержании стабильного режима работы установки во время переходных процессов, обеспечивая транспортировку НГК по МКП в однофазном состоянии, исключение «раскачки» режима работы установки и появления газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе. Способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа включает контроль средствами автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) установки низкотемпературной сепарации газа расхода осушенного газа, поступающего в МГП, расхода НГК, поступающего в МКП, уровня НГК в буферной емкости, давления газа в МГП и давления конденсата в МКП. Задание диспетчера газодобывающего предприятия по уровню добычи НГК поступает в базу данных (БД АСУ ТП), которая исполняет его с помощью ПИД-регулятора поддержания расхода НГК в МКП, реализованного на базе АСУ ТП, на вход задания SP которого АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера, а на его вход обратной связи PV подает сигнал текущего расхода НГК в МКП, сравнивая которые этот ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал задания производительности насосного агрегата, который обеспечивает заданный объем подачи НГК из буферной емкости в МКП. Одновременно АСУ ТП следит за уровнем НГК в буферной емкости, который удерживает в заданных пределах с помощью ПИД-регулятора поддержания уровня добычи НГК установки, на вход задания SP которого подает сигнал текущего расхода НГК в МКП, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подает сигнал текущего расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа в буферную емкость, сравнивая которые этот ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал, поступающий на клапан-регулятор, управляющий расходом добываемой газоконденсатной смеси, поступающей в блок низкотемпературной сепарации газа. ПИД-регулятор поддержания уровня добычи НГК работает в динамическом режиме, определяемом величиной коэффициента пропорциональности Кп, подаваемого на вход этого же ПИД-регулятора и непрерывно рассчитываемого в реальном масштабе времени блоком оперативного расчета коэффициента пропорциональности в зависимости от значения уставок процесса и текущих показаний датчика уровня НГК в буферной емкости, контролируемого АСУ ТП. Блок оперативного расчета коэффициента пропорциональности реализует его вычисления по определенной математической зависимости. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области добычи, сбора и подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности к автоматическому управлению производительностью установок низкотемпературной сепарации газа. Предложен способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа в условиях Крайнего Севера, включающий контроль средствами автоматизированной системы управления технологическим процессами установки низкотемпературной сепарации газа следующих параметров: расход осушенного газа, поступающего в магистральный газопровод ; расход нестабильного газового конденсата, поступающего в магистральный конденсатопровод ; уровень НГК в буферной емкости; давление газа в МГП и давление конденсата в МКП. При этом осуществляют задание диспетчером газодобывающего предприятия по объему добычи НГК, поступающее в базу данных АСУ ТП, которая исполняет его с помощью ПИД-регулятора поддержания расхода НГК в МКП. Для этого на вход задания SP указанного ПИД-регулятора АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера, и одновременно на его вход обратной связи PV подает сигнал ткущего расхода НГК в МКП. Сравнивая эти сигналы, ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал задания производительности насосного агрегата, который обеспечивает заданный объем подачи НГК из буферной емкости в МКП. При этом сам ПИД-регулятор реализован на базе АСУ ТП. Одновременно АСУ ТП следит за уровнем НГК в буферной емкости, удерживая его в заданных пределах с помощью ПИД-регулятора поддержания уровня добычи НГК установки. Для этого на вход задания SP указанного ПИД-регулятора подают сигнал текущего расхода НГК в МКП, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал текущего расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа в буферную емкость. Сравнивая эти сигналы, ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал, поступающий на клапан-регулятор, управляющий расходом добываемой газоконденсатной смеси, поступающей в блок низкотемпературной сепарации газа. При этом ПИД-регулятор поддержания уровня добычи НГК работает в двух режимах: номинальном, если уровень НГК в буферной емкости не выходит за рамки верхней или нижней предупредительной уставки; с допустимым уровнем перерегулирования, если уровень НГК в буферной емкости вышел за рамки верхней или нижней предупредительной уставки. Переключение режимов работы указанного ПИД-регулятора осуществляет АСУ ТП с помощью коммутатора, подавая на его вход CS сигнал на коммутацию коэффициентов пропорциональности, которые постоянно подаются на входы этого блока коммутации. В результате соответствующее сложившейся ситуации значение коэффициента пропорциональности с выхода коммутатора поступает на вход Кр ПИД-регулятора поддержания уровня добычи НГК установкой. При этом номинальное и максимальное значения коэффициента пропорциональности назначаются по итогам газодинамических испытаний скважин с учетом проекта разработки месторождения. Изобретение обеспечивает автоматическое выполнение задания диспетчера газодобывающего предприятия по объему добычи НГК и поддержание его необходимого запаса в буферной емкости, гарантирующего бесперебойную работу насосного агрегата, контроль в режиме реального времени значений давления и расхода газа и НГК, подаваемых в МГП и МКП соответственно, и удержание стабильного режима работы установки во время переходных процессов, обеспечивая транспортировку НГК по МКП в однофазном состоянии, а также исключение «раскачки» режима работы установки и появления газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх