Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ПОДАЧИ ИНГИБИТОРА ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В ГАЗОСБОРНЫХ ШЛЕЙФАХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ В РАЙОНАХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к предупреждению гидратообразования и разрушения гидратов в газосборных шлейфах (ГСШ), расположенных в районах Крайнего Севера.

Известно устройство для автоматического управления процессом подачи ингибитора гидратообразования в газопроводы природного газа [см. Авт. свид. СССР №526864, опубл. 1976]. Оно включает в себя: регулятор соотношения расходов газа и ингибитора, связанный с исполнительным механизмом подачи ингибитора по трубопроводу, снабженному байпасной линией, и регулятор расхода газа. С целью повышения надежности в работе устройство снабжено двухпозиционным регулятором, входом которого служит выход регулятора расхода газа, и запорным органом, соединенным с установленным на байпасной линии двухпозиционным регулятором.

Недостатком данного устройства является громоздкость из-за наличия двух клапанов-регуляторов и байпасной линии, последняя является источником потери энергии, затрачиваемой на сообщение неиспользуемого напора перепускаемому количеству ингибитора в системе.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому изобретению является комплексная автоматизированная система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования [см. Патент РФ №2376451, опубл. 2009], 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.

Существенными недостатками данной системы являются отсутствие возможности оперативного определения концентрации ингибитора, подаваемого в ГСШ и в отработанном растворе, который поступает из ГСШ, что может привести к существенному перерасходу или недостаточной подаче ингибитора в систему, а при возникновении залповых выбросов пластовой воды автоматизированная система будет неспособна предотвращать возможное образование гидратов в ГСШ. Кроме этого применение данной системы для предупреждения гидратообразования в ГСШ не позволяет диагностировать его работу, что исключает оперативное выявление нештатных ситуаций в работе шлейфа или скважины и значительно затрудняет принятие эффективных решений по управлению работой шлейфа и скважины.

Перечисленные факторы в конечном итоге делают нецелесообразным применение данной автоматизированной системы управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования в ГСШ в условиях Крайнего Севера.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение является повышение эффективности и безопасности разработки месторождения углеводородов путем исключения гидратообразования в ГСШ с минимально возможным расходом ингибитора.

Техническими результатами, достигаемыми путем реализации данного изобретения, являются:

- автоматическое определение в реальном масштабе времени количества ингибитора, необходимого для предупреждения гидратообразования в ГСШ. При этом производится учет его концентрации в регенерированном (исходном) и отработанном водном растворе;

- автоматическое предупреждения гидратообразования в ГСШ путем поддержания заданной концентрации ингибитора в отработанном водном растворе, обеспечивающей необходимое снижение температуры гидратообразования в шлейфе;

- диагностирование работы ГСШ, позволяющее оперативно выявлять нештатные ситуации в его работе, что значительно упрощает принятие эффективных решений по управлению работой шлейфа и скважины.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что автоматическая система управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки комплексной/предварительной подготовки газа (УКПГ/УППГ) с помощью интегрированных в ее структуру двух пропорционально-интегрально-дифференцирующих (ПИД) регуляторов поддерживает концентрацию ингибитора в отработанном водном растворе, обеспечивающую заданное снижение температуры гидратообразования в шлейфе. А так же она обеспечивает подачу необходимого количества регенерированного ингибитора в ГСШ для предупреждения гидратообразования с учетом его концентрации в регенерированном (исходном) и отработанном водном растворе, которые измеряет с помощью датчиков концентрации в реальном масштабе времени.

Способ автоматического управления подачи ингибитора для предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах ГСШ газоконденсатных месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера, 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 водного раствора в цех регенерации ингибитора.

В ходе этого процесса с помощью АСУ ТП установки непрерывно контролируют концентрацию ингибитора в водном растворе С_{2 фак.}, поступающем на регенерацию, и концентрацию регенерированного ингибитора С_{1 фак.}, подаваемого в ГСШ, с помощью датчиков концентрации, а так же расход регенерированного ингибитора F_{ингиб_фак.}, подаваемого в ГСШ, значение которого контролирует датчик расхода регенерированного ингибитора. Сигнал расхода регенерированного ингибитора F_{ингиб_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 F_{ингиб_расч_кор.}, определяемого с учетом вычисляемого АСУ ТП с заданной дискретностью рассчитанного значения массового расхода регенерированного ингибитора F_{ингиб_расч.}. Алгоритм расчета массового расхода регенерированного ингибитора F_{ингиб_расч.} учитывает фактическую концентрацию С_{1 фак.} регенерированного ингибитора, рассчитанное - С_{2 расч.} и фактическое - С_{2 фак} значения концентрации ингибитора в водном растворе, поступающем на регенерацию. Упрощенно рассчитанное значение массового расхода регенерированного ингибитора F_{ингиб_расч.} определяют из соотношения:

,

где F_газ - значение расхода газа в ГСШ, которое поступает с датчика расхода газа, установленного в начале шлейфа; G - удельный расход ингибитора, вводимого в поток газа для предупреждения гидратообразования, который определяется по формуле:

,

где ΔW - количество содержащейся в газе жидкой воды; q_г - равновесное содержание метанола, содержащегося в поступающем газе.

Формирование сигнала задания расхода регенерированного ингибитора, поступающего на вход задания SP ПИД-регулятора поддержания расхода регенерированного ингибитора в ГСШ, осуществляет второй ПИД-регулятор поддержания необходимой концентрации ингибитора в водном растворе, поступающем из ГСШ, и блок коррекции массового расхода регенерированного ингибитора. Для этого на вход задания SP второго ПИД-регулятора подают сигнал рассчитанного АСУ ТП значения концентрации ингибитора в водном растворе С_{2 рас.}, обеспечивающей заданное снижение температуры гидратообразования, а на вход обратной связи PV этого ПИД-регулятора подают сигнал фактической концентрации С_{2 фак.}, измеряемой датчиком концентрации ингибитора в водном растворе, отводимом из сепаратора на регенерацию. Используя эти параметры, ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV значение поправки Δ для рассчитанного АСУ ТП значения расхода регенерированного ингибитора F_{ингиб_расч.}, и подает поправку Δ на вход блока коррекции массового расхода ингибитора. На второй вход блока коррекции массового расхода ингибитора подается сигнал рассчитанного расхода регенерированного ингибитора F_{ингиб_расч.}. Используя поступающие в блок коррекции массового расхода ингибитора сигналы, он вычисляет скорректированное значение расхода регенерированного ингибитора F_{ингиб_расч_кор.} на данный момент, соблюдая следующие условия:

если С_{2 расч.} < С_{2 фак.}, то F_{ингиб_расч_кор.} = F_{ингиб_расч.} - Δ,

если С_{2 расч.} > С_{2 фак.}, то F_{ингиб_расч_кор.} = F_{ингиб_расч.} + Δ,

если С_{2 расч.} = С_{2 факт.}, то F_{ингиб_расч_кор.} = F_{ингиб_расч.}

Полученное значение F_{ингиб_расч_кор.} блок коррекции массового расхода ингибитора подает на вход задания SP ПИД-регулятора поддержания расхода регенерированного ингибитора в ГСШ.

Пропорциональные, интегральные и дифференциальные коэффициенты, а также зоны нечувствительности ПИД-регуляторов обслуживающий персонал УКПГ/УППГ настраивает в момент запуска системы в работу под конкретные условия добычи, задаваемые геологической службой, с учетом инерционности системы и времени запаздывания прохождения сигналов.

Для обнаружения залповых выбросов пластовой воды в ГСШ расчетное значение концентрации ингибитора в водном растворе С_{2 расч.}, обеспечивающей заданное снижение температуры гидратообразования, строят в виде графика временной функции. На этот график наносят синхронизированную временную функцию фактически измеренного значения концентрации С_{2 фак.} ингибитора в водном растворе. И если оба эти графика идут параллельно, т.е. их динамика одинакова и разность С_{2 расч.} - С_{2 фак.} примерно постоянна, то залповых выбросов пластовой воды в ГСШ не происходит. Но как только динамика изменения С_{2 расч.} и С_{2 фак.} становится разной, т.е. их разность начинает меняться во времени, об этом сразу автоматически формируется сообщение обслуживающему персоналу для принятия решения - либо по изменению режима работы скважины для снижения водопроявления, либо по остановке скважины для проведения ремонта.

Для контроля за удельным расходом ингибитора согласно норме, установленной нормативным планом Предприятия для предупреждения гидратообразования в ГСШ, получаемые расчетные значения удельного расхода ингибитора G строят в виде графика временной функции. И если удельный расход ингибитора находиться в допустимой зоне, согласно нормативному плану Предприятия, данный ГСШ эксплуатируется. Но если выяснится, что значение удельного расхода ингибитора вышло за пределы допустимой зоны ограничения, об этом сразу автоматически формируется сообщение обслуживающему персоналу для принятия решения - либо по изменению режима работы скважины для снижения водопроявления, либо по остановке скважины для последующего ремонта.

На фиг. 1 приведена принципиальная технологическая схема подачи ингибитора в ГСШ.

На фиг. 2 показана укрупненная структурная схема автоматического управления подачи ингибитора в ГСШ.

На фиг. 3 продемонстрирована динамика изменения расчетной и фактической концентрации ингибитора, обеспечивающей заданное снижение температуры гидратообразования в ГСШ.

На фиг. 4 продемонстрирована динамика изменения удельного расхода ингибитора при предупреждении гидратообразования в ГСШ.

На фиг. 1 использованы следующие обозначения:

1 - газовая скважина;

2 - датчик давления, установленный в начале ГСШ;

3 - датчик температуры, установленный в начале ГСШ;

4 - датчик расхода газа, установленный в начале ГСШ;

5 - ГСШ;

6 - трубопровод подачи ингибитора;

7 - клапан-регулятор расхода ингибитора;

8 - клапан-регулятор расхода газа;

9 - датчик давления, установленный в конце ГСШ;

10 - датчик температуры, установленный в конце ГСШ;

11 - датчик расхода регенерированного ингибитора, подаваемого в ГСШ;

12 - насосный агрегат подачи регенерированного ингибитора в ГСШ;

13 - датчик концентрации регенерированного (исходного) ингибитора;

14 - буферная емкость регенерированного (исходного) ингибитора;

15 - сепаратор газа;

16 - датчик концентрации водного раствора ингибитора;

17 - АСУ ТП УКГГ/УППГ.

На фиг. 2 использованы следующие обозначения:

18 - вход сигнала, поступающего с датчика расхода регенерированного ингибитора 11;

19 - вход сигнала, рассчитанного массового расхода регенерированного ингибитора F_{ингиб_расч};

20 - вход сигнала, соответствующего рассчитанному значению концентрации ингибитора С_2расч;

21 - вход сигнала, поступающего с датчика концентрации 16 водного раствора ингибитора - С_2фак;

22 - пропорционально-интегрально-дифференцирующий (ПИД) регулятор поддержания концентрации ингибитора в водном растворе, поступающего из ГСШ;

23 - блок коррекции массового расхода регенерированного ингибитора;

24 - ПИД-регулятор поддержания расхода регенерированного ингибитора в ГСШ;

25 - управляющий сигнал на клапан-регулятор 7 расхода ингибитора.

На фиг. 3 использованы следующие обозначения:

26 - расчетная суммарная концентрация ингибитора в водном растворе, обеспечивающая заданное снижение температуры гидратообразования в ГСШ;

27 - фактическая суммарная концентрация ингибитора в водном растворе, обеспечивающая заданное снижение температуры гидратообразования в ГСШ;

28 - область обнаружения залповых выбросов пластовой воды в ГСШ.

На фиг. 4 использованы следующие обозначения:

29 - норма удельного расхода ингибитора по предприятию;

30 - удельный расход ингибитора по ГСШ.

Способ автоматического управления подачи ингибитора для предупреждения гидратообразования в ГСШ газоконденсатных месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера, реализуют следующим образом.

Газ, поступая из скважины 1 (для простоты предположим, что к ГСШ подключена всего одна скважина), проходит через ГСШ 5, оснащенный датчиками давления 2, температуры 3 и расхода 4, установленными в его начале, и датчиками давления 9 и температуры 10, установленными в его конце.

Далее газ через клапан-регулятор расхода 8, который используется для регулирования добычи газа, поступает на вход сепаратора 15. В сепараторе 15 происходит очистка газа от механических примесей, капельной жидкости и отделение водного раствора ингибитора, который по мере накопления в нижней части сепаратора 15 отводится на регенерацию через трубопровод, оснащенный датчиком концентрации ингибитора 16. С выхода сепаратора 15 газ, очищенный от механических примесей и капельной жидкости, поступает либо в цех подготовки газа УКПГ для дальнейшей осушки, либо в выходной коллектор УППГ для дальнейшей транспортировки на УКПГ.

Для подачи ингибитора в начало ГСШ 5 проложен отдельный трубопровод подачи ингибитора 6, который оснащен датчиком расхода ингибитора 11 и клапаном-регулятором 7. Необходимое давление в трубопроводе ингибитора 6 создается насосным агрегатом подачи ингибитора 12. Насосный агрегат 12 соединен входным патрубком, оснащенным датчиком концентрации 13 регенерированного ингибитора, с буферной емкостью 14.

Используя систему телеметрии, являющейся одной из подсистем АСУ ТП УКПГ/УКППГ, производят с заданной дискретностью измерения давления (датчик 2), температуры (датчик 3) и расхода газа (датчик 4) в начале ГСШ 5. Одновременно с помощью АСУ ТП УКПГ/УППГ измеряют давление (датчик 9) и температуру добываемого флюида (датчик 10) в конце ГСШ. Также с помощью АСУ ТП УКПГ/УППГ с заданной дискретностью измеряют фактическую концентрацию регенерированного ингибитора (датчик - 13) и ингибитора в водном растворе (датчик - 16). АСУ ТП УКПГ/УППГ при обнаружении начала процесса гидратообразования в ГСШ, например, так, как описано в патенте на изобретение РФ №2329371, приступает к расчету количества ингибитора, которое необходимо подавать в ГСШ для предупреждения гидратообразования.

В качестве ингибитора для предупреждения гидратообразования в ГСШ газоконденсатных месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера, как правило, используют метанол. Поэтому ниже рассматривается определение количества ингибитора, необходимого для предупреждения гидратообразования в ГСШ, на примере метанола. С этой целью с помощью АСУ ТП УКПГ/УППГ 17 производят расчеты следующих величин:

а) концентрацию ингибитора в водном растворе, обеспечивающую заданное снижение температуры гидратообразования, которая определяется по преобразованной формуле Гаммершмидта [см., например, 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; Δt - требуемое снижение температуры гидратообразования в конце ГСШ. В свою очередь, Δt определяется из следующего выражения:

,

где t_к.гсш - температура газа в конце ГСШ, значение которой поступает с датчика 10; t_гидр - температура гидратообразования, которая зависит от давления. Для сеноманского газа, который добывается на месторождениях Крайнего Севера, t_гидр определяется из следующего выражения [см., например, стр. 22, 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 Р - значение давления газа в конце ГСШ, которое поступает с датчика давления 9.

б) удельный расход ингибитора, вводимого в поток газа для предупреждения гидратообразования, определяется по формуле [см., например, стр. 23, 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 C₁ - концентрация регенерированного ингибитора, закачиваемого в ГСШ (обычно 90…95% мас.), значение которого поступает с датчика 13 на вход блока коррекции массового расхода ингибитора 23; q_г - равновесное содержание метанола, содержащееся в поступающем газе; ΔW - количество содержащейся в газе жидкой воды, значение которого определяется из выражения [см., например, стр. 9, 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 W₁ и W₂ - влагосодержание газа в начале и конце ГСШ, которое можно определить из формулы Бюкачека [см., например, стр. 88, Э.Б. Бухгалтер. Метанол и его использование в газовой промышленности. М., Недра, 1986, 238 с.]:

,

где p - значение давления газа, поступающее с датчиков давления 2 и 9 для W₁ и W₂; t - значение температуры газа, поступающее с датчиков температуры 3 и 10 для W₁ и W₂. Равновесное содержание метанола в газе, контактирующего с водометанольным раствором, определяется из выражения [см., например, 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 M₀ - растворимость метанола в газе в системе «метанол-природный газ», значение которого 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.

в) массовый расход ингибитора - F_{ингиб_расч}, который определяется из следующего выражения:

где F_газ - значение расхода газа в ГСШ, которое поступает с датчика расхода 4.

Также с помощью АСУ ТП УКПГ/УППГ 17 производят контроль следующих параметров:

г) залповых выбросов пластовой воды, которые могут возникать в ГСШ, значение концентрации ингибитора в водном растворе - С_{2 расч.}, обеспечивающей заданное снижение температуры гидратообразования, которое определяется по формуле (1), строят в виде графика временной функции (см. фиг. 3, линия 26). На этот же график наносят синхронизированную временную функцию фактически измеренного значения концентрации С_{2 фак.} ингибитора с помощью датчика 16 в водном растворе (см. фиг. 3, линия 27). Если оба графика идут параллельно, т.е. их динамика одинакова и их разность (С_{2 расч.} - С_{2 фак.}) примерно постоянна, то залповых выбросов пластовой воды из скважины не происходит. Как только динамика изменения С_{2 расч.} и С_{2 фак.} становится разной, т.е. разность (С_{2 расч.} - С_{2 фак.}) начинает меняться во времени (на фиг. 3 эта область обозначена как «область обнаружения залповых выбросов пластовой воды в ГСШ», линия 28), об этом сразу сообщается оператору для принятия им решения.

д) расход ингибитора, подаваемого в ГСШ, значение удельного расхода ингибитора, определяемого по формуле (2), также строят в виде графика временной функции (см. фиг. 4). Если удельный расход ингибитора - линия 30 на фиг. 4, находиться в допустимой зоне (ниже линий 29 на фиг. 4) согласно нормативному плану предприятия, данный шлейф продолжает эксплуатироваться. Но если выясниться, что значение удельного расхода ингибитора вышло за допустимый предел (выше линии 29 на фиг. 4), об этом сразу сообщается обслуживающему персоналу УКПГ/УППГ для принятия им необходимого решения.

Как при обнаружении залповых выбросов пластовой воды, так и при повышенном удельном расходе ингибитора, обслуживающий персонал может принять одно из двух решений. Прежде всего, изменить режим работы скважины, которая подключена к ГСШ, для снижения водопроявления. Но если это не приведет к положительному результату, тогда остановить работу скважины для проведения ремонтных работ.

Так же с помощью АСУ ТП УКПГ/УППГ 17 производят подержание значения следующих параметров:

е) концентрации ингибитора в водном растворе, обеспечивающей заданное снижение температуры гидратообразования в ГСШ. Для этого используют ПИД-регулятор 22 поддержания концентрации ингибитора в водном растворе, поступающей из ГСШ, который реализован на базе АСУ ТП УКПГ/УППГ. С помощью этого ПИД-регулятора постоянно отслеживают отклонение расчетного значения концентрации ингибитора С_{2 расч.} от его фактического значения - С_2фак. При этом сигнал С_{2 расч.} подается на вход задания SP 20, а сигнал С_2фак. поступает с датчика концентрации водного раствора ингибитора 16 на вход обратной связи PV 21 этого ПИД-регулятора. В результате на выходе CV ПИД-регулятора 22 поддержание концентрации ингибитора в водном растворе, поступающей из ГСШ, формируется значение необходимой поправки Δ для рассчитанного значения массового расхода регенерированного ингибитора F_{ингиб_расч}., которое подается на вход блока 23 и в нем производят коррекцию, используя следующее выражение:

если С_2расч. < С_{2 факт.}, то F_{ингиб_расч_кор} = F_{ингиб_расч.} - Δ,

если С_2расч. > С_{2 факт.}, то F_{ингиб_расч_кор} = F_{ингиб_расч} + Δ,

если С_2расч = С_{2 факт}, то F_{ингиб_расч_кор} = F_{ингиб_расч},

где F_{ингиб_расч.} - рассчитанное значение массового расхода ингибитора, которое определяется по формуле (3); F_{ингиб_расч_кор} - скорректированное значение массового расхода регенерированного ингибитора. Блок коррекции массового расхода регенерированного ингибитора 23 также реализован на базе АСУ ТП УКПГ/УППГ.

ж) массового расхода регенерированного ингибитора F_{инги_расч}. Для этого используют ПИД-регулятор 24 поддержания массового расхода ингибитора в ГСШ, который также реализован на базе АСУ ТП УКПГ/УППГ. На вход задания SP этого ПИД-регулятора подается расчетное скорректированное значение массового расхода регенерированного ингибитора F_{инги_расч_кор} из блока коррекции 23, а на вход его обратной связи PV, подается фактическое значение F_{ингиб_фак.} с датчика расхода регенерированного ингибитора 11 (вход 18), в итоге на выходе CV ПИД-регулятора 24 формируется управляющий сигнал 25, который подается на клапан-регулятор расхода ингибитора 7. В результате этого в ГСШ будет автоматически подаваться необходимое количество ингибитора, достаточное для предотвращения образования гидратов.

Настройку ПИД-регуляторов проводит обслуживающий персонал в момент запуска системы в работу под конкретные условия добычи, определяемые геологической службой, с учетом инерционности системы и времени запаздывания прохождения сигналов, согласно методу, изложенному, например, в «Энциклопедии АСУ ТП», п. 5.5, ПИД-регулятор. Ресурс http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.

Способ регулирования автоматического управления подачи ингибитора для предупреждения гидратообразования в ГСШ газоконденсатных месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера, реализован на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении на УКПГ 1С, УКПГ 2С и УКПГ 3С ООО «Газпром добыча Ямбург» ПАО «Газпром». Результаты эксплуатации показали его высокую эффективность. Заявляемое изобретение может широко использоваться и на других действующих и вновь осваиваемых газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера РФ.

Применение данного способа позволяет:

- в реальном масштабе времени автоматически определить количество ингибитора, необходимого для предупреждения гидратообразования в ГСШ;

- автоматически предупреждать гидратообразование в ГСШ путем поддержания заданной концентрации ингибитора в отработанном водном растворе, обеспечивающей необходимое снижение температуры гидратообразования в шлейфе;

- диагностировать работы ГСШ, позволяющие оперативно выявлять нештатные ситуации в его работе, что значительно упрощает принятие эффективных решений по управлению работой шлейфа и скважины;

- оптимизировать подачу ингибитора для предупреждения гидратообразования в ГСШ, что в итоге приведет к повышению эффективности добычи и подготовки скважинной продукции.