Патенты автора Николаев Олег Александрович (RU)
Изобретение относится к области добычи и подготовки природного газа к дальнему транспорту на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) Севера РФ. Способ включает контроль средствами автоматизированной системы управления технологическим процессами (АСУ ТП) УКПГ, расхода осушенного газа, поступающего в магистральный газопровод (МГП), расхода нестабильного газового конденсата (НГК), поступающего в магистральный конденсатопровод (МКП), автоматическое поддержание температуры сепарации газа в низкотемпературном сепараторе каждой технологической линии (ТЛ) низкотемпературной сепарации газа (НТС) газа при заданном значении расхода газа по нему путем изменения степени дросселирования газа на штуцере, стоящем перед этим сепаратором. Задание диспетчера газодобывающего предприятия по объему добычи НГК поступает в АСУ ТП, которая исполняет задание с помощью пропорционально интегрально дифференцирующего (ПИД) регулятора поддержания расхода НГК в МКП, реализованного на базе АСУ ТП. На вход задания SP этого ПИД-регулятора АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера. Одновременно АСУ ТП подает на его вход обратной связи PV сигнал текущего расхода НГК в МКП. ПИД-регулятор сравнивает эти параметры и формирует на своем выходе CV сигнал задания, который подает на вход задания SP ПИД-регуляторов всех ТЛ НТС газа. Одновременно на вход обратной связи PV этих ПИД-регуляторов АСУ ТП подает сигнал фактического расхода осушенного газа по УКПГ. Также одновременно на вход Kp ПИД-регулятора каждой ТЛ НТС подается сигнал значения коэффициента пропорциональности Кп_i определяющего степень воздействия этого ПИД-регулятора на управляемый им клапан-регулятор (КР) расхода газа по его ТЛ НТС. При этом величина коэффициента пропорциональности Кп_i определяется для каждой ТЛ НТС ее блоком расчета коэффициента пропорциональности в зависимости от текущей температуры в низкотемпературном сепараторе этой линий по показаниям, регистрируемым АСУ ТП с помощью соответствующего датчика температуры. Способ обеспечивает заданную степень извлечения НГК из природного газа на УКПГ в начальной и нарастающих стадиях эксплуатации НГКМ при соблюдении норм и ограничений на технологические параметры процесса, предъявляемые технологическим регламентом установки, гарантируя заданное качество подготовки природного газа для дальнего транспорта с одновременным учетом фактического состояния оборудования установки. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к области добычи и подготовки природного газа валанжинских залежей (далее природный газ) к дальнему транспорту на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) Севера РФ. Способ включает контроль средствами автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) УКПГ ряда параметров. Среди них расход осушенного газа, поступающего в магистральный газопровод (МГП) и расход нестабильного газового конденсата (НТК), поступающего в магистральный конденсатопровод (МКП). АСУ ТП поддерживает температуру сепарации газа в каждом низкотемпературном сепараторе и управляет режимом его работы путем изменения степени адиабатического расширения газа с совершением внешней механической работы в турбодетандерном агрегате (ТДА), стоящем перед каждым низкотемпературным сепаратором. АСУ ТП, получив задание по объему добычи НТК УКПГ, исполняет его с помощью пропорционально-интегрально-дифференцирующего (ПИД) регулятора поддержание расхода НТК в МКП, реализованного на базе АСУ ТП. На вход задания SP этого ПИД-регулятора АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера, и одновременно на его вход обратной связи PV подает сигнала текущего расхода НТК в МКП. Сравнивая задание и текущий расход НТК, этот ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV сигнал задания, который подает на вход задания SP ПИД-регуляторов всех ТЛ НТС газа, которые также реализованы на базе АСУ ТП. А на вход обратной связи PV этих ПИД-регуляторов АСУ ТП подает сигнал фактического расхода осушенного газа по УКПГ-В. Также одновременно на вход Кр ПИД-регулятора каждой ТЛ НТС подается сигнал значения коэффициента пропорциональности Кп_i (i - номер линии ТЛ НТС), определяющего степень воздействия этого ПИД-регулятора на управляемый им кран-регулятор (КР) расхода газа по его ТЛ НТС, установленный после сепаратора первой ступени сепарации. При этом величина коэффициента пропорциональности Кп_i определяется индивидуально для каждой ТЛ НТС ее блоком расчета коэффициента пропорциональности в зависимости от скорости вращения ротора ТДА, регистрируемой АСУ ТП с помощью датчика скорости вращения ротора. Применение данного способа позволяет обеспечить заданную степень извлечения НТК из природного газа на УКПГ на стадиях постоянной, падающей и завершающей стадиях эксплуатации НГКМ при соблюдении норм и ограничений на технологические параметры процесса, предъявляемые технологическим регламентом установки. Одновременно обеспечивается заданное качество подготовки природного газа и газового конденсата для дальнего транспорта благодаря учету фактического состояния оборудования УКПГ. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.
Обратный клапан // 2730948
Изобретение относится к области очистки газа от примесей, преимущественно от различного рода жидких сред, и может быть использовано в газовых сепараторах с организованным отводом жидкости из сепарационной зоны. Обратный клапан для закрепления на нижнем конце дренажной трубы газового сепаратора содержит корпус, запорную пластину, подвижно установленную при помощи колец на корпусе, и ограничитель подъема пластины. Обратный клапан дополнительно снабжен подвижно установленным на корпусе при помощи колец двуплечим рычагом, к одному плечу которого прикреплен поплавок, а второе плечо выполнено в форме скобы для поднятия запорной пластины при всплытии поплавка. Изобретение позволяет повысить эффективность работы газожидкостного сепаратора за счет отсутствия пульсаций в дренажной трубе сепаратора и снизить износ подвижных деталей клапана. 3 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.
Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности к автоматическому поддержанию на установке низкотемпературной сепарации газа плотности нестабильного газового конденсата (НГК), подаваемого в магистральный конденсатопровод (МКП) в районах Крайнего Севера. Способ включает очистку газоконденсатной смеси от механических примесей в блоке низкотемпературной сепарации газа и разделение на НГК, газ и водный раствор ингибитора (ВРИ). Далее они отводятся из этого блока в разделитель жидкостей для дегазации. Из разделителя ВРИ отводят на регенерацию ингибитора в цех регенерации ингибитора, а НГК подают насосом в МКП. Для управления плотностью НГК автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) осуществляет контроль датчиком плотности плотность НГК, подаваемого в МКП. Одновременно АСУ ТП контролирует датчиком давления давление газа выветривания в дегазаторе-разделителе и сравнивает ее с заданием, величина которого определяется автоматически каскадом из двух пропорционально-интегрально-дифференцирующих (ПИД) регуляторов. Техническим результатом является контроль и поддержание заданной плотности НГК. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Способ предусматривает очистку поступающей газоконденсатной смеси, поступающей из добывающих скважин, от механических примесей в сепараторе первой ступени сепарации. На установке осуществляют 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 подается насосом в магистральный конденсатопровод (МКП). Газ выветривания из разделителя жидкости отправляют для использования на собственные нужды, на компремирование 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 на выходе низкотемпературного сепаратора, величина которой автоматически поддерживается путем управления скоростью вращения ротора турбодетандера (ТДА), которая задается 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 уставки плотности НГК, значение которой задает обслуживающий персонал. А на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал фактической плотности НГК с датчика, установленного на выходе разделителя жидкостей. Сравнивая эти сигналы, ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV сигнал уставки частоты вращения ротора ТДА, обеспечивающей необходимое охлаждение газожидкостной смеси, поступающей на вход низкотемпературного сепаратора, и гарантирующей достижение необходимой плотности НГК на выходе разделителя жидкостей. Сигнал этой уставки АСУ ТП подает на вход задания SP ПИД-регулятора управления скоростью вращения ротора ТДА. Одновременно на вход обратной связи PV этого ПИД-регулятора, с датчика частоты вращения ротора ТДА, подается сигнал фактической скорости вращения ротора ТДА. Сравнивая поступающие на входы сигналы, ПИД-регулятор управления скоростью вращения ротора ТДА формирует на своем выходе CV сигнал управления клапаном-регулятором, установленным на выходе с турбины ТДА. Благодаря этому осуществляется управление объемом осушенного газа, выходящего из низкотемпературного сепаратора и проходящего через компрессор ТДА. При этом АСУ ТП одновременно контролирует и давление в разделителе жидкостей, автоматически поддерживая его значение, заданное технологическим регламентом установки, с помощью клапана-регулятора, установленного на выходе газа из разделителя жидкостей. 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. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к области водопенного пожаротушения, а конкретно к созданию многоцелевого универсального пенообразователя для тушения пожаров классов А и В (твердые и жидкие вещества, включая древесину, уголь, нефть и нефтепродукты, моторные и дизельные топлива, стабильный газовый конденсат, минеральные и синтетические масла, органические растворители и другие полярные горючие жидкости). Пенообразователь пригоден к использованию в условиях низких температур, характерных для районов Крайнего Севера, Заполярья и Северного морского пути. Он обеспечивает тушение с применением пены низкой, средней и высокой кратности на пресной и морской (забортной) воде со всеми типами мобильных, стационарных, автоматических и роботизированных установок водопенного пожаротушения, в том числе для подслойного тушения пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках. Состав пенообразователя включает комплекс синтетических углеводородных и фторсодержащих поверхностно-активных веществ (ПАВ) со стабилизирующими добавками и антифризом, обеспечивающий тушение пожаров в зимних условиях при температуре атмосферы до - 60°С. Пенообразователь содержит в качестве комплекса ПАВ компоненты: EXTINOL 732 А (в количестве 9,0-10%) и EXTINOL 967 С (в количестве 0,9-1,1%), которые обеспечивают требуемые значения поверхностного и межфазного натяжения пенообразователя, и EXTINOL В 189 В (в количестве 1,35-1,45%), который обеспечивает необходимую кратность пенообразования. В качестве солюбилизатора используют бутилцеллозольв (в количестве 3,9-4,0%). В качестве криопротектора используют этиленгликоль сырьевой, количество которого задается в зависимости от температуры Т°С атмосферы, при которой производят тушение пожара, и вычисляют по формуле:Этиленгликоль сырьевой, В качестве ингибитора коррозии используют антикоррозионный комплекс, включающий в равных долях: Натрий бензойнокислый, Натрий фосфорнокислый двухзамещенный и Натрия нитрит (в суммарном количестве 0,9-1,1%) и остальное вода обессоленная или дистиллированная. Созданный пенообразователь отвечает всем современным требованиям и характеристикам по универсальности и пригоден для тушения пожаров широкого спектра горючих жидкостей с применением штатного оборудования и техники водопенного пожаротушения. Универсальный многоцелевой пенообразователь обладает необходимым комплексом физико-химических показателей, пенообразующих и огнетушащих свойств, а также прикладных потребительских и эксплуатационных характеристик, обеспечивающих его максимально широкое использование для тушения всех видов пожаров в условиях Крайнего Севера, в том числе на морских платформах. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
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 способу одновременного воспроизведения заданных значений флюенса нейтронов (Фни) и экспозиционной дозы гамма-излучения (Dни) на исследовательских реакторах. Способ основан на суперпозиции полей излучений от реактора и конверторов, расположенных вне сектора прямого воздействия излучений реактора симметрично активной зоны (АЗ), определении флюенса нейтронов (Ф) с энергиями более 0,1 МэВ и экспозиционной дозы (D) гамма-излучения на расстояниях (r) вдоль нормали, проходящей через центр АЗ к продольной оси зоны облучения, при постоянных размерах конверторов и выбранной схеме их расположения, а также зависимостей Ф(r)/Q, D(r)/Q, j(G), CD(S)=D(S)/Dр и CФ(S)=Ф(S)/Фp при двухстороннем облучении зоны, где Q - выделяемая в АЗ энергия, S - толщина конвертора, j - параметр, характеризующий неравномерность распределения Ф(r) и D(r) в зоне облучения, G - расстояние от центра АЗ до внешней (удаленной от АЗ) границы зоны облучения, Фр, Dp и Ф(S), D(S) - флюенсы нейтронов и дозы гамма-квантов в реперной точке при Q=1 Дж, стандартной толщине конверторов и толщине S, соответственно. Затем выбирается режим работы реактора по формуле P⋅t=Фни/Фр⋅СФ, где Р - мощность реактора, t - длительность облучения, определяются минимальная ширина зоны облучения по зависимости j(G), при которой неравномерность распределения параметров Ф и D не превышает 30%, и толщина конверторов по зависимости CD(S), где CD=Dни/Dp⋅P⋅t. Затем ИЭТ размещается в зоне облучения и облучается при выбранном режиме работы реактора последовательно с двух противоположных сторон. Техническим результатом является воспроизведение норм испытаний в зоне облучения с размерами, превышающими размеры зоны одностороннего облучения, в широком диапазоне значений Фни/Dни при упрощенной технологии испытаний. 4 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 газодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на месторождениях, находящихся в условиях падающей добычи газа. Способ эксплуатации куста обводняющихся скважин, которые оборудованы по беспакерной схеме и объединены одним газосборным коллектором, включает прокладывание технологического трубопровода от модульной компрессорной установки до газофакельного устройства. Технологический трубопровод соединяет нижнюю задавочную линию каждой скважины куста через дистанционно-управляемые задвижки. Каждую нижнюю задавочную линию скважины оборудуют запорной арматурой. Начало ликвидации столба жидкости определяют при снижении устьевых параметров от установленных. Открывают задвижки технологического трубопровода и нижней задавочной линии скважины. Подают компримированный газ от модульной компрессорной установки в затрубное пространство скважины. После ликвидации столба жидкости задвижки закрывают. Газ стравливают в технологическом трубопроводе на газофакельное устройство и продолжают эксплуатацию куста скважин. Техническим результатом является увеличение срока эксплуатации скважин до выхода в бездействующий фонд. 5 ил.
СЕПАРАТОР ДЛЯ ОЧИСТКИ ГАЗА ОТ ПРИМЕСЕЙ // 2666443
Изобретение относится к области очистки газа от примесей, преимущественно от различного рода жидких сред, и может быть использовано для подготовки газа в газовой, газодобывающей, нефтяной, химической и других отраслях промышленности. Сепаратор для очистки газа от примесей содержит горизонтальный корпус с патрубками входа и выхода. Корпус сепаратора снабжен сепарационным блоком, который образован горизонтальным опорным полотном с закрепленными на нем вертикальными перегородками и центробежными элементами и вторым полотном, в котором закреплены ловушки отделенной жидкости центробежных элементов. Сепарационный блок снабжен дренажным трубопроводом. Техническим результатом является повышение эффективности очистки газа от примесей и увеличение производительности сепаратора при сохранении диаметра аппарата. 1 ил.
СЕПАРАТОР ДЛЯ ОЧИСТКИ ГАЗА ОТ ПРИМЕСЕЙ // 2666440
Изобретение относится к области очистки газа от примесей, преимущественно от различного рода жидких сред, и может быть использовано для подготовки газа в газовой, газодобывающей, нефтяной, химической и других отраслях промышленности. Сепаратор для очистки газа от примесей содержит горизонтальный корпус с патрубками входа и выхода. Корпус сепаратора снабжен сепарационными блоками, распределенными вдоль оси корпуса сепаратора, каждый из которых образован горизонтальным опорным полотном с вертикальными перегородками и вторым полотном, в котором закреплены ловушки отделенной жидкости центробежных элементов. Каждый сепарационный блок снабжен дренажным трубопроводом. Техническим результатом является повышение эффективности очистки газа от примесей и увеличение производительности сепаратора при сохранении диаметра аппарата. 1 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 газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость. Технический результат - обеспечение эффективного удаления конденсационной жидкости из газовых скважин технологией использования поверхностно-активного вещества (ПАВ). Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - препарат ОС-20, дополнительно содержит анионоактивное поверхностно-активное вещество лаурилсульфат натрия при следующем соотношении компонентов, масс.%: ОС-20 80-85, лаурилсульфат натрия 15-20. 1 табл.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к обеспечению регулирования производительности газодобывающих предприятий - ГДП, расположенных в районах Крайнего Севера. Технический результат – обеспечение непрерывного контроля динамики производительности предприятия в реальном масштабе времени и оперативного управления производительностью этого предприятия с учетом возможностей всех промыслов в автоматическом режиме. По способу с помощью информационно-управляющей системы - ИУС каждой установки комплексной подготовки газа - УКПГ предприятия с заданным шагом дискретизации измеряют текущую производительность и давление товарного газа на выходе сеноманских и валанжинских УКПГ. Эти измеренные значения параметров каждой ИУС УКПГ передают на верхний уровень управления - в ИУС ГДП, с помощью которой контролируют соответствие текущей производительности добычи газового конденсата валанжинскими промыслами ГДП плановому заданию и фактическую производительность по добываемому ими при этом товарного газа. Одновременно с помощью ИУС ГДП определяют суммарную производительность сеноманских УКПГ. После этого с помощью ИУС сравнивают текущую суммарную производительность ГДП с директивно заданной производительностью на условие их соответствия. Если это условие выполняется, то производительность всех УКПГ ГДП сохраняют до следующего цикла измерений. Если это условие не выполняется, то с помощью ИУС ГДП определяет величину и знак рассогласования между этими величинами из соотношения. В случае выявления изменения текущей производительности по сравнению с заданной производят анализ на выполнение задания по производительности за счет имеющегося резерва производительности сеноманских УКПГ. Резерв производительности сеноманской УКПГ определяют как разность между минимально возможной производительностью и максимально возможной производительностью для каждого промысла. Если выявляют возможность компенсировать поправку за счет резерва производительности сеноманских УКПГ с помощью ИУС ГДП подают нижестоящим ИУС сеноманских УКПГ команду на компенсацию поправки согласно их технологическим возможностям. Эти резервы заведомо известны. Но если выявленную разность будет невозможно компенсировать, то ту часть поправки, которую можно компенсировать за счет имеющегося резерва производительности сеноманских УКПГ, компенсируют, а о недостающей части поправки с помощью ИУС ГДП выдают сообщение оператору для принятия решения на более высоком уровне управления. 1 з.п. ф-лы.
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.
