Патенты автора Смердин Илья Валериевич (RU)
Изобретение относится к области подготовки природного газа и газоконденсатной смеси к дальнему транспорту, в частности, к предупреждению гидратообразования и разрушению гидратов в установках низкотемпературной сепарации газа (УНТС). Способ включает автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП), которая осуществляет контроль расхода ингибитора и управляет его расходом с помощью клапан-регулятора (КР). АСУ ТП контролирует давление и температуру в сепараторах, концентрацию регенерированного ингибитора и вычисляет по этим параметрам в системе управления задания КР на подачу необходимого объема ингибитора и подает его в точки перед защищаемыми участками. Одновременно АССУ ТП контролирует расход газоконденсатной смеси на входе и выходе сепаратора первой ступени сепарации, температуру и давление газоконденсатной смеси на входной линии УНТС, в сепараторе первой ступени сепарации, промежуточном и низкотемпературном сепараторе. Также АСУ ТП контролирует концентрацию ингибитора в водном растворе на выходе разделителей жидкостей (РЖ) сепаратора первой ступени сепарации, промежуточного и низкотемпературного сепаратора, концентрацию регенерированного ингибитора, подаваемого на все защищаемые участки УНТС, и осуществляет индивидуальный контроль его расхода по каждой точке ввода. Подают от 60% и до 80% расчетного значения регенерированного метанола в точки ввода, расположенные в начале шлейфов кустов скважин пропорционально их производительности по добыче газоконденсатной смеси, и от 40% и до 20% расчетного значения регенерированного метанола в точку его ввода в линию после сепаратора первой ступени. Точное соотношение подачи регенерированного метанола в точки ввода каждого конкретного газодобывающего комплекса определяют по результатам натурного эксперимента, который проводят не реже одного раза в год. Оптимизируется расход ингибитора для предупреждения гидратообразования и эффективно организовывается режим работы УНТС. 1 ил.
Заявлен способ автоматического управления низкотемпературной сепарацией газа на нефтегазоконденсатных месторождениях севера РФ. Техническим результатом является повышение эффективности процесса подготовки природного газа и НТК к дальнему транспорту с оптимизацией использования пластовой энергии для процесса низкотемпературной сепарации газа и улучшение качества подготавливаемой продукции, поставляемой потребителям. Способ включает первичную очистку в сепараторе первой ступени сепарации добытой газоконденсатной смеси от механических примесей, водного раствора ингибитора - ВРИ и тяжелых углеводородов нестабильного газового конденсата - НГК, которые, по мере их накопления в нижней части этого сепаратора, отводят в разделитель жидкостей - РЖ для ее разделения на компоненты и дегазацию. Газ выветривания утилизируют. ВРИ направляют на регенерацию. НГК с помощью насосного агрегата подают в магистральный конденсатопровод – МКП. Очищенную газоконденсатную смесь на выходе сепаратора первой ступени сепарации разделяют на два потока. Один поток подают на вход первой секции рекуперативного теплообменника - ТО «газ-газ». Второй поток через кран-регулятор - КР направляют на вход первой секции ТО «газ-конденсат». На выходе из первых секций этих ТО потоки объединяют и подают объединенный поток через редуцирующий штуцер в низкотемпературный сепаратор, в котором производят финальное отделение осушенного газа от раствора ВРИ и НГК, который, по мере его накопления в нижней части низкотемпературного сепаратора, направляют в РЖ через вторую секцию ТО «газ-конденсат», обеспечивая охлаждение потока добытой газожидкостной смеси, проходящей по его первой секции. Осушенный газ с выхода низкотемпературного сепаратора через вторую секцию ТО «газ-газ» подают для рекуперации холода второму потоку добытой газожидкостной смеси, проходящему по первой секции этого же ТО. Далее направляют в магистральный газопровод – МГП. Нагрев осушенного газа осуществляют до температуры, исключающей растепление мерзлого грунта вокруг МГП. Устанавливают КР, управляемый пропорционально-интегрально-дифференцирующим - ПИД-регулятором, который построен на базе автоматизированной системы управления технологическими процессами - АСУ ТП установки, на байпасную линию второй секции ТО «газ-газ». На вход задания этого ПИД-регулятора и ПИД-регулятора, который управляет распределением добытой газожидкостной смеси между первыми секциями ТО «газ-газ» и ТО «газ-конденсат», подают единое значение сигнала уставки температуры в низкотемпературном сепараторе газа, которую необходимо поддерживать при текущих условиях работы промысла в заданном диапазоне, и одновременно на вход обратной связи этих же ПИД-регуляторов подают сигнал с датчика температуры в низкотемпературном сепараторе. Обрабатывая эти сигналы, указанные ПИД-регуляторы формируют на своих выходах управляющие сигналы для своих КР. Осуществляется управление количеством осушенного газа, проходящим по байпасной линии второй секции ТО «газ-газ», и потоками добытой газоконденсатной смеси, проходящими по первым секциям ТО «газ-газ» и ТО «газ-конденсат», и удерживают таким образом температуру в низкотемпературном сепараторе в заданном диапазоне, и одновременно контролируют значение температуры осушенного газа, поступающего в МГК, и температуры НГК, подаваемого в МКП. Все эти операции выполняют с помощью АСУ ТП. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к области подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности к автоматическому управлению отмывкой ингибитора – метанола - из нестабильного газового конденсата (НГК) на установках низкотемпературной сепарации газа, расположенных в районах Севера РФ. Способ включает отделение водометанольного раствора (BMP) из НГК в сепараторах газа и разделителях жидкости (РЖ) первой и второй ступеней сепарации газа. В РЖ последней ступени производится отмывка метанола из конденсата с помощью BMP низкой концентрации. Получаемый BMP на выходе РЖ второй ступени сепарации газа поступает на регенерацию метанола с его возвратом в технологический процесс подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту на установке, контролируемой автоматизированной системой управления технологическими процессами (АСУ ТП). АСУ ТП с заданной периодичностью производит поиск оптимального расхода BMP низкой концентрации, который необходимо подавать в газожидкостную смесь, поступающую из промежуточного и низкотемпературного сепараторов для отмывки из НТК метанола. При этом учитывается инерционность технологических процессов. Найденное значение АСУ ТП фиксирует в своей базе данных (БД) как уставку оптимального расхода BMP низкой концентрации. После этого, автоматически, в режиме ПИД-регулирования АСУ ТП поддерживает подачу найденного оптимального расхода BMP низкой концентрации для инжекции в объединенный поток газожидкостной смеси, поступающий в РЖ из промежуточного и низкотемпературного сепараторов газа. АСУ ТП с заданной периодичностью контролирует фактическую концентрацию метанола в потоке BMP низкой концентрации, подаваемом на вход инжекции инжектора. Также АСУ ТП контролирует температуру и концентрацию метанола в BMP на выходе РЖ последней ступени сепарации газа. И во время поиска уставки оптимального расхода BMP низкой концентрации, подаваемого на вход инжекции инжектора для отмывки метанола, АСУ ТП перед каждым следующим шагом повышения его расхода производит вычисление ожидаемой концентрации метанола в BMP на выходе РЖ последней ступени сепарации газа, используя формулу. АСУ ТП после выполнения расчета , используя данные измерения фактической температуры BMP на выходе РЖ последней ступени сепарации газа, по специальной таблице, загруженной в ее базу данных, оценивает возможность замерзания BMP на следующем, i-ом шаге. И, если для следующего шага поиска уставки разница между фактической температурой BMP и оценкой температуры замерзания BMP окажется меньше 5°С, АСУ ТП останавливает поиск уставки и назначает в качестве ее расход BMP низкой концентрации, полученный на (i-1)-ом шаге. Способ обеспечивает повышение надежности функционирования установки и предотвращает возникновение аварийных ситуаций на производстве, связанных с потенциальной возможностью замерзания BMP на выходе РЖ последней ступени. 1 табл., 2 ил.
Изобретение относится к области добычи, сбора и подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности к ведению процесса осушки газа на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) сеноманских залежей нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ). Способ автоматического распределения нагрузки между технологическими линиями осушки газа - ТЛОГ на установках комплексной подготовки газа - УКПГ, расположенных на Севере РФ, включает автоматизированную систему управления - АСУ ТП, которая управляет производительностью цеха осушки газа - ЦОГ в соответствии с вводимым диспетчерской службой заданием для УКПГ, снижая или повышая с заданным шагом квантования производительность лишь одной, заранее выбранной i-й ТЛОГ на величину, обеспечивающую вывод УКПГ на плановый расход газа Fзд, последовательно открывая или закрывая клапан-регулятор - КР i-й ТЛОГ. После планово-предупредительного ремонта и/или обслуживания ЦОГ осуществляют настройку индивидуальных коэффициентов ПИД-регуляторов всех ТЛОГ в зависимости от состояния их оборудования, с учетом результатов газодинамических исследований скважин промысла и данных лабораторных исследований параметров добываемого газа. По команде диспетчерской службы запускают УКПГ с необходимым числом ТЛОГ в эксплуатацию, подавая на вход задания SP каждого ПИД-регулятора включенных ТЛОГ единый сигнал планового задания подготовки газа по УКПГ. В результате обработки этих сигналов каждый из ПИД-регуляторов формирует сигнал управления, поступающий на клапан-регулятор КР контролируемой им ТЛОГ. Одновременно с этим АСУ ТП осуществляет индивидуальный контроль фактической температуры точки росы осушенного газа на выходе каждой ТЛОГ, сравнивая ее с требуемым нормативами заданием. Способ позволяет в автоматическом режиме оперативно с учетом состояния ТЛОГ распределять нагрузку между ними, обеспечивая тем самым заданную степень осушки газа при минимальных энергетических и материальных затратах и соблюдении всех ограничений на технологические параметры процесса. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к области подготовки природного газа к дальнему транспорту, в частности к автоматическому управлению осушкой газа на установках комплексной подготовки газа - УКПГ в условиях Севера РФ. Автоматизированная система управления технологическим процессом - АСУ ТП осушки газа осуществляет контроль давления и температуры сырого газа, контроль давления, температуры, расхода и точки росы осушенного газа, автоматическое поддержание подачи регенерированного абсорбента в абсорбер с учетом расхода добываемого газа, контроль массового расхода абсорбента. Она использует для моделирования и управления технологическими процессами контролируемые ею параметры, которые измеряет с заданной дискретностью по времени. В их число также входят концентрация насыщенного водой абсорбента и удельное количество извлекаемой влаги в результате осушки газа в абсорбере. Изобретение позволяет минимизировать количество подаваемого абсорбента в абсорбер без снижения качества процесса осушки газа на УКПГ; автоматически удерживать заданную температуру точки росы, являющуюся основным параметром, определяющим влажность осушенного газа на УКПГ, обеспечивая подготовку газа к дальнему транспорту с заданными параметрами качества; оперативно выявлять возникающие нештатные ситуации в работе абсорбера, упрощая принятие эффективных управляющих решений на технологических объектах, задействованных в цикле добычи, транспортировки и подготовки газа к дальнему транспорту. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.
Способ предназначен для оптимизации процесса отмывки ингибитора из нестабильного газового конденсата (НТК) на установках низкотемпературной сепарации (НТС) газа, реализуемый автоматизированной системой управления технологическими процессами (АСУ ТП). Способ включает автоматическое управление процессом НТС газа, обеспечивающее: автоматическое поддержание в рамках заданных границ технологическим регламентом установки технологических параметров процесса подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту; отделение водометанольного раствора (BMP) из НТК в сепараторах газа и разделителях жидкостей первой и второй ступеней сепарации газа с отмывкой метанола из конденсата в разделителе жидкостей второй ступени сепарации газа и последующей его регенерацией из получаемого BMP с возвратом регенерированного метанола в технологический процесс подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту на установке; выделение газа из НТК в разделителях жидкостей первой и второй ступеней сепарации газа для транспортировки его на утилизацию или компримирование и подачи в магистральный газопровод; транспортировки НТК из разделителей жидкостей первой и второй ступени сепарации газа в магистральный конденсатопровод; отвод одной части BMP с низкой концентрацией метанола из разделителя жидкостей первой ступени сепарации газа через клапан-регулятор подержания уровня BMP в разделителе жидкостей первой ступени сепарации газа установки на утилизацию, например путем закачки данного раствора в пласт, и отвод другой части BMP с низкой концентрацией метанола через клапан-регулятор и инжектор в разделитель жидкостей второй ступени сепарации газа для отмывки метанола из НТК, причем при запуске установки в работу для текущих параметров технологического процесса АСУ ТП с учетом его инерционности производит поиск оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола, подаваемого из разделителя жидкостей первой ступени сепарации газа, который необходимо инжектировать в объединенный поток смеси НТК и BMP, поступающий на вход инжектора из промежуточного и низкотемпературного сепараторов, для достижения максимально возможной отмывки метанола в разделителе жидкостей второй ступени из НТК в BMP, отводимый на регенерацию, после чего АСУ ТП фиксирует найденное значение оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола в виде уставки в своей базе данных, и далее, автоматически, в режиме ПИД-регулирования поддерживает подачу найденного оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола для инжекции в объединенный поток НТК и BMP, поступающий в инжектор из промежуточного и низкотемпературного сепараторов газа, и эта поддержка подачи оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола осуществляется до момента значимого изменения параметров технологического процесса или поступления команды на реализацию следующего цикла поиска новой уставки оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола, инжектируемого в объединенный поток смеси НТК и BMP, поступающий на вход инжектора. Технический результат – снижение энергозатрат на регенерацию метанола. 6 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 (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 и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Способ включает очистку поступающей газоконденсатной смеси, поступающей из добывающих скважин, от механических примесей и разделение газоконденсатной смеси на НГК, газ и водный раствор ингибитора (ВРИ), с последующим отводом НГК и ВРИ в разделитель жидкостей для дегазации. Из разделителя жидкостей ВРИ отводят на регенерацию ингибитора в цех регенерации ингибитора, а НГК подают насосом в МКП. Газ выветривания из разделителя жидкости подают для использования на собственные нужды, на компримирование с последующей закачкой в магистральный газопровод (МГП) или на утилизацию. Для управления плотностью НГК АСУ ТП осуществляет контроль датчиком плотности плотность НГК, подаваемого в МКП. Одновременно АСУ ТП контролирует датчиком температуры температуру газа в низкотемпературном сепараторе и сравнивает ее с заданием, величина которого определяется автоматически каскадом из двух пропорционально-интегрально-дифференцирующих (ПИД) регуляторов, реализованных на базе АСУ ТП установки. Для этого на вход задания SP ПИД-регулятора поддержания плотности НГК на выходе разделителя жидкостей подают сигнал значения уставки плотности, значение которой задает обслуживающий персонал. А на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал фактической плотности с датчика плотности НГК, установленного на выходе разделителя жидкостей. Сравнивая эти сигналы, ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV сигнал уставки температуры, до которой необходимо охладить газожидкостную смесь, поступающую из сепаратора первой ступени сепарации аппаратами воздушного охлаждения (АВО) чтобы обеспечить достижение необходимой плотности НГК на выходе разделителя жидкостей, и подают ее на вход SP ПИД-регулятора поддержания температуры в низкотемпературном сепараторе, а на вход обратной связи PV этого ПИД-регулятора подают текущее значение температуры с датчика температуры, установленного в низкотемпературном сепараторе газа, сравнивая которые ПИД-регулятор на своем выходе CV формирует управляющий сигнал, который подают на вход САУ, управляющей режимами функционирования АВО. САУ АВО с учетом текущих параметров окружающей среды подбирает оптимальный режим эксплуатации АВО. Одновременно с этим АСУ ТП контролирует давление в разделителе жидкостей, автоматически поддерживая его значение, заданное технологическим регламентом установки, с помощью клапана-регулятора. Заявляемый способ позволяет в автоматическом режиме: контролировать и поддерживать заданную плотность НГК, подаваемого в МКП; предотвратить образование газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе; снизить вероятность риска возникновения аварийных ситуаций при эксплуатации МКП, связанных с колебаниями плотности НГК. 2 ил.
Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к предупреждению гидратообразования в системах сбора установок комплексной/предварительной подготовки газа (УКПГ/УППГ). Способ включает подключение отдельного газосборного шлейфа ГСШ к каждому кусту газодобывающих скважин, подачу контролируемого объема регенерированного ингибитора по отдельному трубопроводу в начало каждого ГСШ, оснащение каждого ГСШ датчиками контроля расхода добываемого газа, его температуры и давления, установку на каждый шлейф клапана-регулятора добычи, подсоединение концов всех газосборных шлейфов к газосборному коллектору, из которого добываемый газ поступает в сепаратор для очистки от механических примесей и водного раствора ингибитора, отвод водного раствора ингибитора, на регенерацию. При осуществлении способа используется система телеметрии, сопряженная с автоматизированной системой управления технологическими процессами АСУ ТП УКПГ/УППГ. С ее помощью производят с заданной дискретностью последовательный опрос установленных в начале и в конце всех ГСШ датчиков давления, температуры и расхода газа. АСУ ТП УКПГ/УППГ одновременно с системой телеметрии, опрашивает датчик фактической концентрации регенерированного ингибитора на выходе буферной емкости регенерированного ингибитора, и датчик концентрации водного раствора ингибитора на трубопроводе его подачи в цех регенерации. Опросив датчики, АСУ ТП записывает эту информацию и всю полученную информацию из системы телеметрии в свою базу данных. После этого АСУ ТП УКПГ/УППГ производит их обработку для выработки управляющих решений по подаче ингибитора индивидуально для каждого шлейфа. В случае выявления в одном из ГСШ момента начала процесса гидратообразования, АСУ ТП выдает соответствующее сообщение оператору. Далее, в режиме реального времени, используя занесенные в базу данных результаты измерений и стандартизованные математические модели реализуемых технологических процессов, АСУ ТП расчетным путем определяет фактическое значение необходимого расхода регенерированного ингибитора, которое нужно подавать в ГСШ, где выявлено начало процесса гидратообразования. Это значение АСУ ТП выдает как задание (уставку) соответствующему, реализованному на базе АСУ ТП ПИД-регулятору, управляющему клапаном-регулятором расхода ингибитора в шлейфе, где выявлен процесс гидратообразования. Одновременно, АСУ ТП на основе нормативно-справочной информации, имеющейся в ее базе данных, определяет режим работы ПИД-регулятора путем изменения коэффициента пропорциональности, подаваемого на его соответствующий вход, для управления динамикой подачи ингибитора. При этом содержание нормативно-справочной информации в базе данных АСУ ТП УКПГ/УППГ регулярно обновляется в интерактивном режиме по результатам гидродинамических и периодических промыслово-лабораторных исследований скважин. Минимизируется расход ингибитора, повышается эффективность добычи и подготовки скважинной продукции. 2 ил.
Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Способ предусматривает подачу газожидкостной смеси с выхода сепаратора первой ступени редуцирования на вход АВО и понижение температуры смеси до заданных значений температуры в низкотемпературном сепараторе. Затем охлажденную смесь разделяют на два потока и подают для дополнительного охлаждения через трубопровод на вход первой секции рекуперативного теплообменника «газ-газ» и на вход первой секции рекуперативного теплообменника «газ-конденсат» через клапан-регулятор расхода газожидкостной смеси. При этом (АСУ ТП) регулирует расход газожидкостной смеси, проходящей через теплообменник, обеспечивая поддержание заданной температуры НГК. Затем потоки газожидкостной смеси с выходов первых секций рекуперативных теплообменников объединяются и через клапан-регулятор, выполняющий роль управляемого редуктора, поступает в низкотемпературный сепаратор газа, оснащенный датчиком температуры. В результате редуцирования температура смеси падает до необходимого значения, которое поддерживается АСУ ТП путем регулирования с помощью ПИД-регуляторов и управляемого редуктора. В низкотемпературном сепараторе происходит окончательное разделение газожидкостной смеси на осушенный холодный газ и смесь (НГК с примесью ВРИ), которые подаются на вход второй секции рекуперативного теплообменника «газ-конденсат» и далее, в разделитель жидкости, в котором выделяются НГК и ВРИ, а также газ выветривания. НГК с помощью насосного агрегата подается в МКП. Отделенный ВРИ направляется в цех регенерации ингибитора УКПГ. Холодный газ, выходящий из низкотемпературного сепаратора, разделяют на два потока, один из которых подают на вход второй секции рекуперативного теплообменника «газ-газ», а второй - на байпас этой секции, оснащенный клапаном-регулятором расхода газа. АСУ ТП, используя клапан-регулятор расхода газа, изменяет соотношение потоков газа, проходящих через рекуперативный теплообменник и байпас, обеспечивая в реальном масштабе времени коррекцию температуры газа, необходимую для подачи его в МГП. Заявляемый способ позволяет: подержать заданный температурный режим технологических процессов установки, обеспечивающий ее эффективную эксплуатацию; осуществить контроль и поддержание необходимой температуры осушенного газа и нестабильного газового конденсата с целью защиты вечномерзлых грунтов от размораживания при подземной прокладке газопроводов на Крайнем Севере. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Способ предусматривает разделение газожидкостной смеси, поступающей с выхода сепаратора первой ступени редуцирования, на два потока и подачу их для предварительного охлаждения через трубопровод на вход первой секции рекуперативного теплообменника «газ-газ» и на вход первой секции рекуперативного теплообменника «газ-конденсат» через клапан-регулятор расхода газа, установленный на входе теплообменника «газ-конденсат». Этот клапан-регулятор регулирует расход газожидкостной смеси через теплообменник «газ-конденсат», обеспечивая поддержание заданной температуры НГК на выходе второй секции рекуперативного теплообменника «газ-конденсат». После прохождения первых секций рекуперативных теплообменников оба потока газожидкостной смеси объединяются и подаются на вход турбины ТДА. Скорость вращения турбины контролируется датчиком скорости вращения ротора ТДА. Охлажденная газожидкостная смесь, выйдя из ТДА, поступает в низкотемпературный сепаратор газа, оснащенный датчиком температуры, в котором она разделяется на осушенный холодный газ и НГК. Холодный НГК подают на вход второй секции рекуперативного теплообменника «газ-конденсат» и далее, через разделитель жидкости, с помощью насосного агрегата в МКП. Холодный газ, вышедший из низкотемпературного сепаратора, разделяют на два потока, один из которых подают на вход второй секции рекуперативного теплообменника «газ-газ», а второй на байпас этой секции, оснащенный клапаном-регулятором расхода газа. Этот клапан-регулятор изменяет соотношение потоков газа через рекуперативный теплообменник и байпас, обеспечивая в реальном масштабе времени коррекцию температуры газа, поступающего в компрессор ТДА. В компрессоре ТДА газ дожимается до рабочего давления и заданной температуры, необходимых для подачи его в МГП. Заявляемый способ позволяет: поддержать заданный температурный режим технологических процессов установки, обеспечивающий ее эффективную эксплуатацию; осуществить контроль и поддержание необходимой температуры осушенного газа и НГК, подаваемого соответственно в МГП и МКП, с целью защиты вечномерзлых грунтов от размораживания при подземной прокладке газопроводов на Крайнем Севере. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть применено для предупреждения гидратообразования и разрушения гидратов в газосборных шлейфах (ГСШ), расположенных в районах Крайнего Севера. Способ включает автоматическую систему подачи ингибитора гидратообразования. Система содержит насосный агрегат с электроприводом и трубопровод отбора ингибитора из коллектора, обеспечивая подачу ингибитора в начало ГСШ. После выхода из ГСШ добываемого флюида производится отделение из него водного раствора ингибитора в сепараторе и подача его в цех регенерации ингибитора. В ходе этого процесса непрерывно контролируют концентрацию ингибитора в водном растворе C2 фак., поступающего на регенерацию, и в регенерированном ингибиторе C1 фак., подаваемом в ГСШ, с помощью датчиков концентрации, а так же расход регенерированного ингибитора Fингиб_фак., подаваемого в ГСШ, значение которого контролирует датчик расхода регенерированного ингибитора. Сигнал расхода регенерированного ингибитора Fингиб_фак. подается на вход обратной связи PV ПИД-регулятора поддержания расхода регенерированного ингибитора в ГСШ, который с помощью клапана-регулятора, стоящего после насосного агрегата в трубопроводе подачи ингибитора в ГСШ, обеспечивает автоматическое поддержание заданной концентрации ингибитора в водном растворе, поступающего на регенерацию. На вход задания SP этого ПИД-регулятора подают скорректированное значение расхода регенерированного ингибитора Fингиб_расч_кор., определяемого с учетом вычисляемого АСУ ТП с заданной дискретностью рассчитанного значения массового расхода регенерированного ингибитора Fингиб_расч.. Алгоритм расчета массового расхода регенерированного ингибитора Fингиб_расч. учитывает фактическую концентрацию C1 фак. регенерированного ингибитора, рассчитанное - C2 расч. и фактическое - C2фак значение концентрации ингибитора в водном растворе, поступающего на регенерацию. Технический результат заключается в повышении эффективности и безопасности разработки месторождения углеводородов путем исключения гидратообразования в ГСШ с минимально возможным расходом ингибитора. 4 з.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к области добычи и подготовки газового конденсата к дальнему транспорту, в частности к автоматическому управлению насосными агрегатами, обеспечивающими подачу конденсата в магистральный конденсатопровод (МКП). Управление производительностью параллельно работающих насосных агрегатов осуществляется путем изменения частоты питающего трехфазного напряжения, поступающего на электродвигатель каждого агрегата от его частотного преобразователя. Задание на изменение частоты частотному преобразователю выдается индивидуальным пропорционально-интегрально-дифференцирующим регулятором, включенным в состав автоматической системы управления технологическими процессами установки комплексной подготовки газа. Распределение нагрузки осуществляется в зависимости от величины тока в цепи питания электродвигателей агрегатов путем изменения задания скорости их вращения частотно регулируемым приводом. Изобретение направлено на поддержание заданного расхода перекачиваемого газового конденсата в МКП с высокой надежностью и минимальными энергозатратами путем автоматического распределения нагрузки между параллельно соединенными насосными агрегатами. 1 ил.
Изобретение относится к области добычи природного газа и газового конденсата, в частности к управлению технологическими процессами куста скважин при добыче газа и газового конденсата. Используя результаты гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, осуществляют настройку системы автоматического управления кустом газовых скважин (САУ КГС), которая обеспечивает в процессе эксплуатации автоматическое определение и поддержание максимального значения давления в газосборном коллекторе куста скважин. При этом реализуется автоматическое распределение нагрузки между скважинами куста пропорционально их геологическим возможностям по давлению. Обеспечивается автоматическая защита технологических режимов скважин, не допускающая выхода параметров скважин за установленные максимальные и минимальные ограничения. Автоматически стабилизируется работа куста скважин путем минимизации влияния существенных отклонений давления возникающих в коллекторе куста этих скважин в процессе его эксплуатации. 4 з.п. ф-лы., 2 ил.
