СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬЮ УСТАНОВКИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ ГАЗА В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

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

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

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

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

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

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

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

Существенным недостатком данного способа является то, что в нем:

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

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

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

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

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

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

Техническими результатами, достигаемыми при реализации изобретения, является:

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

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

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

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

- расход осушенного газа, поступающего в МГП;

- расход НГК, поступающего в МКП;

- уровень НГК в буферной емкости;

- давление газа в МГП и давление конденсата в МКП.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1 - входная линия установки;

2 - клапан-регулятор расхода добываемой газоконденсатной смеси;

3 - АСУ ТП установки;

4 - блок низкотемпературной сепарации газа;

5 - датчик расхода осушенного газа, поступающего в МГП;

6 - датчик давления газа в МГП;

7 - МГП;

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

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

10 - датчик уровня НГК в буферной емкости 11;

11 - буферная емкость НГК;

12 - насосный агрегат подачи НГК в МКП;

13 - датчик расхода НГК, подаваемого в МКП 15;

14 - датчик давления НГК в МКП 15;

15 - МКП.

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

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

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

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

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

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

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

22 - блок коммутации;

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

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

25 - сигнал управления насосным агрегатом 12;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Настройку используемых ПИД-регуляторов проводит обслуживающий персонал в момент запуска системы в работу под конкретный режим работы установки согласно методу, изложенному, например, в «Энциклопедии АСУ ТП», п. 5.5, ПИД-регулятор, ресурс:

http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.

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

Применение данного способа позволяет в автоматическом режиме:

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

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

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