СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ПОДАЧЕЙ ИНГИБИТОРА ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ НА УСТАНОВКАХ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ ГАЗА, ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ НА КРАЙНЕМ СЕВЕРЕ
METHOD FOR AUTOMATIC CONTROL OF INHIBITOR FEED TO PREVENT HYDRATE FORMATION AT LOW-TEMPERATURE GAS SEPARATION PLANTS OPERATED IN EXTREME NORTH

Изобретение относится к области подготовки природного газа и газоконденсатной смеси к дальнему транспорту, в частности, к предупреждению гидратообразования и разрушению гидратов на установках низкотемпературной сепарации (НТС) газа (далее - установка), которые являются одним из основных компонентов валанжских установок комплексной подготовки газа (УКПГ), расположенных в районах Крайнего Севера.
Известен способ распределения и дозирования ингибитора гидратообразования с помощью комплексной автоматизированной системы [см. патент на изобретение RU №2376451], которая содержит:
- насосный агрегат с электроприводом, напорный коллектор, трубопроводы отбора ингибитора из коллектора;
- независимые контуры стабилизации давления, один из которых образуется датчиком давления в напорном коллекторе, выход которого соединен с автоматическим регулятором частотного преобразователя, а выход последнего соединен с электроприводом насосного агрегата, второй контур стабилизации давления образует блок регуляторов давления прямого действия, включенный в группу отборных устройств между напорным коллектором и исполнительными устройствами;
- регулятор давления «после себя», образующий совместно с исполнительными устройствами одну управляемую группу устройств, обеспечивающих подачу ингибитора в защищаемые точки технологического оборудования по заданному алгоритму и программе;
- группу исполнительных устройств, обеспечивающих прямую управляемую программную подачу ингибитора на кусты скважин от общего коллектора;
- находящиеся на каждом трубопроводе подачи ингибитора на куст регулируемые устройства, обеспечивающие распределение потока ингибитора между скважинами куста в соответствии с индивидуальной настройкой для каждой скважины и автоматически поддерживающие заданное соотношение перепадов давлений.
Недостатком данного способа является отсутствие возможности оперативного определения концентрации ингибитора, подаваемого в защищаемые участки установки и в отработанном растворе ингибитора, который поступает из защищаемых участков, что может привести к существенному перерасходу или недостаточной подаче ингибитора в защищаемые участки установки, а при возникновении залповых выбросов пластовой воды автоматизированная система будет неспособна предотвратить возможное образование гидратов на установке.
Наиболее близким к заявляемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ автоматического регулирования расхода ингибитора гидратообразования [см. Описание изобретения к авторскому свидетельству SU №724162], включающий контроль расхода ингибитора датчиком, связанным с первым входом регулятора расхода ингибитора, выход которого подключен к исполнительному механизму, установленному на линии подачи ингибитора в поток газа, вычислительный блок, вход которого связан с датчиками давления и температуры газа, установленными на сепараторе, а также с датчиком концентрации ингибитора, а выход - со вторым входом регулятора расхода ингибитора, а так же контроль расхода жидкости в потоке газа датчиком, выход которого соединен с вычислительным блоком.
Существенным недостатком данного способа является то, что расход ингибитора (его подачу в защищаемый участок - в данном случае в скважину, которую он защищает) никак не связан с расходом поступающего газа в систему, т.е. в сепаратор. А в случае возникновения залповых выбросов пластовой воды в скважинах использование данного способа для предупреждения гидратообразования может привести к существенному перерасходу ингибитора. Кроме этого, применение данного способа для предупреждения гидратообразования на установке не позволяет диагностировать ее работу, что исключает оперативное выявление нештатных ситуаций в работе установки, значительно затрудняя принятие эффективных управляющих решений (изменение режимов работ скважин, установки и УКПГ) на технологических объектах, задействованных в цикле добычи, транспортировки и подготовки газа к дальнему транспорту.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является оптимизация расхода ингибитора для предупреждения гидратообразования на установках.
Техническими результатами, достигаемыми путем реализации изобретения, являются:
- автоматическое определение количества ингибитора в режиме реального времени для предупреждения гидратообразования на защищаемых участках установки с учетом расхода газа и концентрации ингибитора в регенерированном (исходном) и отработанном водном растворе;
- автоматическое предупреждение гидратообразования на установках путем поддержания концентрации ингибитора в отработанном водном растворе, обеспечивающей заданное снижение температуры гидратообразования на защищаемых участках установки;
- диагностирование работы установки, позволяющее оперативно выявлять нештатные ситуации в ее работе, что значительно упрощает принятие эффективных управляющих решений (изменение режимов работ скважин, установки и УКПГ) на технологических объектах, задействованных в цикле добычи, транспортировки и подготовки газа к дальнему транспорту.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ автоматического управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования на установках низкотемпературной сепарации газа, эксплуатируемых на Крайнем Севере, обеспечивает подачу ингибитора в точки перед защищаемыми участками, комплекс которых представляет собой установку низкотемпературной сепарации газа НТС. Подача ингибитора осуществляется в количестве, достаточном для предупреждения гидратообразования, минимизируя его расход.
Для этого АСУ ТП контролирует:
- расход газожидкостной смеси на входе и выходе сепаратора первой ступени сепарации;
- температуру и давление газожидкостной смеси на входной линии установки, в сепараторе первой ступени сепарации, промежуточном и низкотемпературном сепараторе;
- концентрацию ингибитора в водном растворе на выходе разделителей жидкости сепаратора первой ступени сепарации, промежуточного и низкотемпературного сепаратора;
- концентрацию и расход регенерированного ингибитора, подаваемого на каждый защищаемый участок установки.
Управление расходом регенерированного ингибитора осуществляет клапан-регулятор управляемый ПИД-регулятором, на вход обратной связи PV которого поступает сигнал с датчика расхода регенерированного ингибитора. На вход задания SP этого же ПИД-регулятора подается сигнал расчетного значения расхода ингибитора, скорректированного поправкой на фактическую концентрацию регенерированного ингибитора. Эту поправку вычисляет блок коррекции, на первый вход которого подают сигнал рассчитанного АСУ ТП значения массового расхода ингибитора для защищаемого участка, достаточный для требуемого снижения температуры гидратообразования. А на второй вход блока коррекции подают сигнал с выхода CV ПИД-регулятора подержания концентрации ингибитора в его водном растворе на выходе с защищаемого участка. На вход обратной связи PV ПИД-регулятора подержания концентрации ингибитора поступает сигнал с датчика концентрации фактического водного раствора ингибитора. Этот датчик установлен на выходе водного раствора ингибитора с защищаемого участка для подачи его в цех регенерации. А на вход задания SP ПИД-регулятора подержания концентрации ингибитора подается сигнал рассчитанного АСУ ТП значения концентрации водного раствора ингибитора, которая исключает гидратообразование в защищаемом участке.
ПИД-регулятор подержания концентрации ингибитора, ПИД-регулятор расхода ингибитора и блок коррекции массового расхода ингибитора на каждом защищаемом участке реализованы на базе АСУ ТП установки.
2i
факт_i
С целью обнаружения залповых выбросов пластовой воды на установке расчетное значение концентрации ингибитора в водном растворе - C, обеспечивающей заданное снижение температуры гидратообразования на защищаемом участке, АСУ ТП строит в виде графика временной функции. На этот же график она наносит синхронизированную временную функцию фактически измеренного значения концентрации С ингибитора в водном растворе на этом же участке.
2i
факт_i
Если оба графика идут параллельно, то есть их динамика одинакова и их разность C-C примерно постоянна, то залповых выбросов пластовой воды на установке не происходит.
2i
факт_i
Но как только динамика изменения C и С начинает изменяться во времени, АСУ ТП об этом сразу формирует сообщение обслуживающему персоналу для принятия решения либо по изменению режима работы установки для снижения водопроявления, либо по остановке скважины, из которой вода поступает на установку, для вывода ее в ремонт.
С целью контроля соответствия удельного расхода ингибитора нормативам предупреждения гидратообразования на установке, получаемые расчетные значения удельного расхода ингибитора АСУ ТП строит в виде графика временной функции и сравнивает его с допустимым. И если АСУ ТП выявит, что значение удельного расхода ингибитора вышло за пределы допуска, она формирует сообщение обслуживающему персоналу для принятия решения - либо по изменению режима работы установки для снижения водопроявления, либо по остановке скважины, из которой вода поступает на установку, для проведения ремонта.
На фиг. 1 приведена принципиальная технологическая схема установки.
На фиг. 2 представлена структурная схема автоматического управления подачей ингибитора в i-ый защищаемый участок установки.
На фиг. 3 показана динамика изменения расчетной и фактической концентрации ингибитора, обеспечивающая заданное снижение температуры гидратообразования на защищаемом участке установки.
На фиг. 4 продемонстрирована динамика изменения удельного расхода ингибитора при предупреждении гидратообразования на установке.
На фиг. 1 использованы следующие обозначения:
1 - входная линия установки;
2 - датчик давления, установленный в начале входной линии установки;
3 - датчик температуры, установленный в начале входной линии установки;
4 - входной клапан-регулятор расхода газа;
5 - датчик расхода газа, установленный на входной линии установки;
6 - датчик давления сепаратора первой ступени редуцирования;
7 - датчик температуры сепаратора первой ступени редуцирования;
8 - сепаратор первой ступени редуцирования;
9 - клапан-регулятор расхода ингибитора первого защищаемого участка;
10 - датчик расхода ингибитора первого защищаемого участка;
11 - клапан-регулятор расхода ингибитора второго защищаемого участка;
12 - датчик расхода ингибитора второго защищаемого участка;
13 - напорный коллектор регенерированного (исходного) ингибитора;
14 - разделитель жидкостей сепаратора первой ступени редуцирования;
15 - датчик концентрации водного раствора ингибитора в разделителе жидкостей сепаратора первой ступени редуцирования;
16 - датчик расхода газа второго защищаемого участка;
17 - рекуперативный теплообменник «газ-газ»;
18 - рекуперативный теплообменник «газ-конденсат»;
19 - разделитель жидкостей низкотемпературного сепаратора;
20 - датчик концентрации водного раствора ингибитора в разделителе низкотемпературного сепаратора;
21 - трубопровод подачи ингибитора в каждый защищаемый участок;
22 - датчик расхода ингибитора третьего защищаемого участка;
23 - клапан-регулятор расхода ингибитора третьего защищаемого участка;
24 - насосный агрегат подачи ингибитора;
25 - датчик концентрации регенерированного (исходного) ингибитора;
26 - буферная емкость ингибитора;
27 - датчик давления промежуточного сепаратора;
28 - промежуточный сепаратор;
29 - датчик температуры промежуточного сепаратора;
30 - датчик давления низкотемпературного сепаратора;
31 - низкотемпературный сепаратор;
32 - датчик температуры низкотемпературного сепаратора;
33 - разделитель жидкостей промежуточного сепаратора;
34 - датчик концентрации водного раствора ингибитора в разделителе промежуточного сепаратора;
35 - датчик расхода газа третьего защищаемого участка;
36 - редуцирующий клапан-регулятор расхода газа;
37 - автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки.
На фиг. 2 использованы следующие обозначения:
i
i
38 - сигнал поступающий с датчика расхода регенерированного ингибитора на вход PV i-го ПИД-регулятора 44 (где i=1, 2, 3);
i
i
39 - сигнал рассчитанного значения массового расхода ингибитора для i-го защищаемого участка, подаваемый АСУ ТП на первый вход блока коррекции 43 расхода ингибитора;
i
2i
i
40 - сигнал рассчитанного значения концентрации водного раствора ингибитора C, подаваемый на вход SP ПИД-регулятора 42;
i
2_факт_i
i
41 - сигнал, поступающий с i-го датчика концентрации водного раствора ингибитора С на вход PV ПИД-регулятора 42;
i
42 - ПИД-регулятор подержания концентрации ингибитора в i-ом защищаемом участке;
i
43 - блок коррекции массового расхода ингибитора i-го защищаемого участка;
i
44 - ПИД-регулятор расхода ингибитора на i-ый защищаемый участок;
i
i
45 - управляющий сигнал, подаваемый с выхода CV ПИД-регулятора 44 на соответствующий клапан-регулятор расхода ингибитора i-го защищаемого участка.
На фиг. 3 использованы следующие обозначения:
i
2i
46 - расчетная концентрация ингибитора - C в водном растворе, обеспечивающая заданное снижение температуры гидратообразования в i-ом защищаемом участке;
i
2_факт_i
47 - фактическая (контролируемая в реальном масштабе времени) концентрация - С ингибитора в водном растворе i-ого защищаемого участка;
i
48 - момент обнаружения и продолжительность залпового выброса пластовой воды на i-ом защищаемом участке установки.
На фиг. 4 использованы следующие обозначения:
49 - норма удельного расхода ингибитора для установки;
50 - суммарный (контролируемый) удельный расход ингибитора по установке.
Способ автоматического управления подачи ингибитора для предупреждения гидратообразования на установках низкотемпературной сепарации газа, эксплуатируемых на Крайнем Севера, реализуют следующим образом.
Принципиальная технологическая схема установки представлена на фиг. 1 и состоит из трех последовательно соединенных защищаемых участков. Добытая газожидкостная смесь из коллектора сырого газа УКПГ поступает на первый защищаемый участок установки через входную линию установки 1 и клапан-регулятор 4, использующийся для регулирования расхода газа, подаваемого на установку, и далее на вход сепаратора газа 8 первой ступени редуцирования. Входная линия 1 установки оснащена датчиками давления 2, температуры 3, расхода газа 5, а сепаратор 8 -датчиками давления 6 и температуры 7.
В сепараторе 8 происходит первичное очищение газожидкостной смеси от механических примесей, отделение нестабильного газового конденсата (НГК) и водного раствора ингибитора (ВРИ), которые по мере накопления в его нижней части отводятся в разделитель жидкостей 14 первой ступени редуцирования. Частично очищенная от капельной влаги и пластовой жидкости газожидкостная смесь с выхода сепаратора 8 первой ступени по трубопроводу, оснащенному датчиком расхода 16, подается на второй защищаемый участок установки, разделяясь на два потока. Первый поток направляется в трубное пространство рекуперативного теплообменника 17 «газ-газ», где происходит его охлаждение встречным потоком газа, поступающим из низкотемпературного сепаратора 31. Второй поток поступает в трубное пространство рекуперативного теплообменника 18 «газ-конденсат», где он так же охлаждается встречным потоком газожидкостной смеси, отводимой из низкотемпературного сепаратора 31 в разделитель жидкостей низкотемпературного сепаратора 19. Далее потоки газожидкостной смеси с выходов теплообменников 17 «газ-газ» и 18 «газ-конденсат» объединяются и подаются на вход промежуточного сепаратора газа 28, который оснащен датчиками давления 27 и температуры 29. В сепараторе 28 происходит дальнейшее очищение газожидкостной смеси от механических примесей и отделение НГК и ВРИ, которые по мере накопления в нижней части сепаратора отводятся в разделитель жидкостей 33 промежуточного сепаратора. Пройдя дальнейшую очистку от капельной влаги и пластовой жидкости, газожидкостная смесь с выхода промежуточного сепаратора 28, по трубопроводу, оснащенному датчиком расхода 35, подается на третий защищаемый участок установки через дроссельный клапан-регулятор 36 на вход низкотемпературного сепаратора 31, который оснащен датчиками давления 30 и температуры 32. В сепараторе 31 происходит финальное отделение газа от НГК и ВРИ, которые по мере накопления в нижней части сепаратора отводятся через рекуперативный теплообменник 18 «газ-конденсат» в разделитель жидкостей 19 низкотемпературного сепаратора. Газ с выхода низкотемпературного сепаратора 31 через рекуперативный теплообменник 17 «газ-газ» подается в магистральный газопровод (МГП) и далее потребителю. Отведенная в разделители жидкости 14, 19, 33 из сепараторов 8, 28, 31 газожидкостная смесь подвергается разделению и дегазации. Потоки выделенного газа (выветренный газ) в разделителях жидкости 14, 19 и 33 из НГК объединяются и транспортируются для утилизации или компримирования и подачи в МГП. Потоки НГК также объединяются и транспортируются для дальнейшего складирования либо транспортировки в магистральный конденсатопровод. Концентрация ВРИ, получаемого на выходе разделителей жидкости 14, 19 и 33, контролируется датчиками концентрации 15, 20 и 34, установленными на соответствующих трубопроводах, отводящих ВРИ на регенерацию из разделителей жидкостей в цех регенерации ингибитора УКПГ.
Для подачи ингибитора в защищаемые участки установки проложены отдельные трубопроводы 21, которые оснащены датчиками расхода ингибитора 10, 12, 22 и клапанами-регуляторами 9, 11, 23 для первого, второго и третьего участка соответственно. Необходимое давление в напорном коллекторе 13 регенерированного ингибитора создается насосным агрегатом 24 подачи ингибитора, соединенным с буферной емкостью 26 регенерированного ингибитора входным патрубком, оснащенным датчиком концентрации 25 регенерированного ингибитора.
Процесс предупреждения гидратообразования на установке реализуют путем непрерывного контроля основных параметров технологического процесса с автоматическим вычислением и поддержанием в реальном масштабе времени подачи необходимого количества ингибитора в защищаемые участки. При этом производится учет концентрации ингибитора в регенерированном и отработанном ВРИ.
В качестве ингибитора для предупреждения гидратообразования в установках на Крайнем Севере, как правило, используют метанол. Поэтому определение количества ингибитора для предупреждения гидратообразования на установках рассматривается на примере метанола.
Для определения количества метанола, которое необходимо подавать в защищаемые участки установки, АСУ ТП 37 производит измерение базовых параметров технологических процессов установки. Используя получаемые данные измерений, АСУ ТП 37 осуществляет расчеты следующих величин для i-го защищаемого участка:
гидр.
а) Температуру начала гидратообразования - t валанжинского газа определяет по формуле [см., стр.14, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:
i
где P - значение давления газа в i-ом защищаемом участке (i=1, 2, 3). Величину давления в первом защищаемом участке измеряет датчик 6, во втором защищаемом участке - датчик 27, а в третьем защищаемом участке - датчик 30, после чего их значения поступают в АСУ ТП.
б) Требуемое значение снижения температуры гидратообразования в i-ом защищаемом участке определяется из выражения [см. стр.14, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:
газ.i
_
где t температура газа в i-ом защищаемом участке.
Фактическое значение температуры в первом защищаемом участке в АСУ ТП поступает с датчика 7, для второго защищаемого участка - с датчика 29, для третьего защищаемого участка - с датчика 32.
в) Удельный расход ингибитора, который необходимо подавать в поток валанжинского газа для предупреждения гидратообразования, определяется по формуле [см. стр. 3, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:
i
где ΔW - количество содержащейся в газе жидкой воды в i-ом защищаемом участке;
2i
C - концентрация ингибитора в водном растворе i-ого защищаемого участка, значение которой измеряют датчики 15, 20 и 34 для первого, второго и третьего участка соответственно;
1i
1i
C - концентрация регенерированного ингибитора, закачиваемого в i-ый защищаемый участок (обычно 90…95% мас.). Текущее значение концентрации C контролирует датчик 25;
гi
q - равновесное содержание метанола в газовой фазе, контактирующей с водным раствором ингибитора в i-ом защищаемом участке;
кi
q - количество растворенного в конденсате ингибитора в i-ом защищаемом участке.
i
ΔW определяется из выражения [см. стр.6, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:
i
i-1
где W, W - влагосодержание газа в защищаемой и предыдущей части установки соответственно, которое определяется из уравнения Р. Бюкачека [см. стр. 88, (2.31) Э.Б. Бухгалтер Метанол и его использование в газовой промышленности Москва «Недра» 1986]:
0
i
где р, p - давление газа в начале входной линии 1 и в i-ом защищаемом участке, соответственно.
0
i
Значение р поступает с датчика давления 2, а p для первого, второго и третьего защищаемого участка поступает с датчиков давления 6, 27 и 30 соответственно.
0
0
i
i
A, B, A, B - эмпирические коэффициенты для начала входной линии 1 и i-го защищаемого участка соответственно, значения которых для валанжинского газа определяются из выражений [см. стр. 15, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:
0
i
где t, t - температура газа в начале входной линии 1 и i-ом защищаемом участке, соответственно.
2i
C - концентрация метанола, которая обеспечивающей заданное снижение температуры гидратообразования в i-ом защищаемом участке, определяется из выражения [см. стр.6, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:
где 32 - молекулярная масса метанола;
1295 - константа Гаммершмидта;
i - номер защищаемого участка (i=1, 2, 3).
гi
q - равновесное содержание ингибитора в газовой фазе, контактирующей с водным раствором ингибитора в i-ом защищаемом участке, определяется из выражения [см. стр. 6, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:
0
где М - растворимость ингибитора в газе в системе «метанол-природный газ», значение которой определяется путем обработки графика, приведенного на рис. 2 на стр. 8, Инструкции по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000.
кi
q - количество растворенного в конденсате ингибитора рассчитывается по формуле [см. стр. 7, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:
кi
где G - масса конденсата, содержащаяся в 1000 куб. м газа, которую определяют по результатам лабораторных анализов (вводится в базу данных АСУ ТП обслуживающим персоналом при перезапуске системы);
i
K - коэффициент, зависящий от молекулярной массы конденсата в защищаемом участке и вычисляемый из выражения:
кi
где M - молекулярная масса конденсата на i-ом участке, которая определяется в результате проведения лабораторных анализов (вводится в базу данных АСУ ТП обслуживающим персоналом при запуске системы).
ингиб_расч_i
г) Массовый расход метанола – F для каждого защищаемого участка определяется из следующего выражения:
ингиб_расч_i
i
газ.i
F=G * F
газ.i
где F - значение расхода газа для i-ого защищаемого участка, которое поступает с датчиков 5, 16 и 35 соответственно.
2i
i
2_факт_i
i
2i
2i
факт
i
2i
2
факт_i
2i
2_факт_i
i
Для предупреждения гидратообразования на установке необходимо учитывать и водный фактор, который может сильно влиять на концентрацию водного раствора ингибитора, тем самым увеличивая риск образования гидратов. Для этого значения C, обеспечивающие заданное снижение температуры гидратообразования, которые определяют по формуле (4) для каждого защищаемого участка, строят в виде графика временной функции (см. фиг. 3, линия 46). На этот же график наносят синхронизированную временную функцию фактически измеренного с помощью датчиков 15, 20, 34 значения концентрации ингибитора в водном растворе С: (см. фиг. 3, линия 47). Если оба графика защищаемого участка идут параллельно, т.е. их динамика одинакова и разность C-С__ постоянна, то это означает, что залповых выбросов пластовой воды в скважинах либо нарушений в работе сепараторов 8, 28 и 31 не происходит. Как только динамики изменения C и С_ начинают различаться, т.е. разность C-C начинает меняться во времени (на фиг. 3 эта область обозначена как «момент обнаружения и продолжительность залпового выброса пластовой воды», отрезок 48). Об этом АСУ ТП сразу формирует сообщение оператору для принятия решения.
2i
i
2_факт_i
2i
i
i
i
2_факт_i
Для поддержания необходимой концентрации водного раствора ингибитора C, обеспечивающей заданное снижение температуры гидратообразования, используют каскадную схему подключения ПИД-регуляторов, реализованных на базе АСУ ТП 37 установки. ПИД-регулятор 42 отслеживает в реальном режиме времени отклонение фактической концентрации С ингибитора от расчетного значения C на своем защищаемом участке. Для этого на вход задания SP ПИД-регулятора 42 подается сигнал 40 - рассчитанного значения концентрации водного раствора ингибитора. А на вход обратной связи PV этого ПИД регулятора подается сигнал 41 - фактического значения концентрации ингибитора С, регистрируемого соответствующим датчиком (15, 20 или 34).
i
i
ингиб_расч_i
i
i
i
В результате на выходе CV ПИД-регулятора 42 формируется значение поправки Δ, необходимой для корректировки рассчитанного АСУ ТП значения массового расхода ингибитора F для i-ого защищаемого участка. Эта поправка подается на второй вход блока коррекции 43 массового расхода ингибитора (блок коррекции также реализованных на базе АСУ ТП УКПГ). На первый вход блока коррекции 43 подается сигнал 39 рассчитанного АСУ ТП значения массового расхода ингибитора для i-го защищаемого участка.
i
Далее блок 43 производит коррекцию рассчитанного АСУ ТП значения массового расхода ингибитора, используя следующий алгоритм:
2_факт_i
2i
коррект_расч_i
ингиб_расч_i
i
если C>C, то F=F-Δ,
2_факт_i
2i
коррект_расч_i
ингиб_расч_i
i
если C<C, то F=F+Δ.
i
i
ингиб_расч_i
i
i
i
i
Для подачи в защищаемый участок необходимого количества ингибитора используется ПИД-регулятор 44 поддержания расхода ингибитора, который также реализован на базе АСУ ТП 37 установки. На вход задания SP ПИД-регулятора 44 подается скорректированное вычисленное значение расхода ингибитора F с выхода i-го блока коррекции 43, а на вход PV обратной связи данного ПИД-регулятора 38 подают значения фактического расхода ингибитора с соответствующего датчика расхода ингибитора (10, 12, 22). В итоге на выходе CV ПИД-регулятора 44 формируется соответствующий i-му защищаемому участку управляющий сигнал 45, который подаются на соответствующий клапан-регулятор расхода ингибитора (9, 12, 23). В результате на защищаемые участки 1, 2 и 3 будет автоматически подаваться необходимое количество ингибитора, достаточное для предотвращения образования гидратов.
Настройку ПИД-регуляторов производят согласно общеизвестным методам, изложенным, например, в «Энциклопедии АСУ ТП», п. 5.5, ПИД-регулятор, ресурс http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.
Для контроля общего расхода ингибитора, потребляемого установкой, суммарное значение всех удельных расходов ингибитора по отдельным участкам строят в виде графика временной функции (см. фиг. 4 линия 50). Если удельный расход ингибитора (линия 50 на фиг. 4) ниже допустимой границы (линия 49 на фиг. 4), то установка эксплуатируется согласно нормативному плану предприятия. Но если выяснится, что значение удельного расхода ингибитора вышло за допустимый предел (выше линии 49 на фиг. 4), АСУ ТП об этом сразу формирует сообщение обслуживающему персоналу для принятия управляющего решения и устранения причины вызывающей перерасход ингибитора.
Как при обнаружении залповых выбросов пластовой воды, так и при повышенном удельном расходе ингибитора обслуживающий персонал может принять одно из следующих решений:
- изменить режим работы соответствующей скважины (скважин) для снижения водопроявления на входе установки;
- изменить режимы работы УКПГ для улучшения работы сепараторов, входящих в ее состав.
Если эти меры не приведут к положительному результату, то обслуживающий персонал, в зависимости от ситуации, может принять решение либо по:
- остановке работы соответствующей скважины (соответствующих скважин), на которых произошел выброс пластовой воды, для проведения аварийно-восстановительных работ;
- изменению режима работы УКПГ для улучшения работы установки;
- переходу на резервную установку, если таковая имеется в наличии.
Способ автоматического управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования на установках низкотемпературной сепарации газа, эксплуатируемых на Крайнем Севере реализован ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном газоконденсатном месторождении - УКПГ 1В и УКПГ 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 распределять в необходимых на текущий момент объемах ингибитор между защищаемыми участками и предупреждать процессы гидратообразования в установках;
- существенно повысить оперативность получения информации о состоянии технологического процесса на установке, так как нарушения в работе установки выявляются в реальном масштабе времени, что позволяет быстро реагировать на возникающие ситуации;
- оперативно корректировать технологический режим работы отдельных компонентов, задействованных в цепочке добычи и подготовки газа (скважин, газосборные шлейфы, установки и УКПГ) с учетом выявленных нарушений;
- эффективно организовать режим работы установки, что сказывается на конечной производительности нефтегазоконденсатного месторождения;
- оптимизировать подачу ингибитора для предупреждения гидратообразования в установке, что в конечном итоге приведет к повышению эффективности производства и минимизации расхода ингибитора.