Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Современные проблемы комплексной автоматизации сложных систем с управлением технологическими процессами в реальном времени 10
1.1 Характеристика, структура и принципы управления газодобывающими предприятиями газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири 10
1.2 Анализ современных подходов в области создания и внедрения систем управления в ОАО «Газпром» 20
1.3 Цели и задачи исследований при решении проблем комплексной автоматизации и оптимизации производственных процессов пространственно разнесенных технологических объектов 23
Глава 2. Математическая постановка задачи распределения заданной производительности между технологическими объектами предприятия добычи и подготовки газа 25
2.1 Постановка задачи двухуровневого рационального управления технологическими процессами добычи газа с регулированием дебита как на уровне газового месторождения, так и на уровне газовых куполов 25
2.2 Построение агрегированной модели процесса разработки газовой залежи и математических моделей технологических объектов газового промысла 31
2.3. Алгоритмы решения задачи распределения заданной производительности между установками предварительной подготовки газа (куполами) 42
2.4 Математическая формулировка задачи распределения заданной производительности купола по кустам газовых скважин и ее решение с помощью методов нелинейного программирования 47
2.5 Выводы 54
Глава 3. Методология построения системы автоматизированного управления газодобывающего предприятия и ее реализация 56
3.1 Общая концепция функционирования системы 56
3.2 Реализация системы оперативно-диспетчерского управления на различных уровнях (ЦДП, УКПГ, УППГ, ДКС, КГС и др.) 72
3.3 Выводы 88
Глава 4. Решение задач комплексного регулирования и оптимального управления технологическими установками газового промысла 88
4.1 Алгоритмы единого диспетчерского управления 89
4.2 Алгоритмы комплексного регулирования и оптимального управления режимами работы цехов УКПГ 98
4.3 Система автоматического регулирования дебита 99
4.4 Комплексные алгоритмы аварийной защиты 103
4.5 Выводы 107
Общие выводы
- Характеристика, структура и принципы управления газодобывающими предприятиями газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири
- Постановка задачи двухуровневого рационального управления технологическими процессами добычи газа с регулированием дебита как на уровне газового месторождения, так и на уровне газовых куполов
- Реализация системы оперативно-диспетчерского управления на различных уровнях (ЦДП, УКПГ, УППГ, ДКС, КГС и др.)
- Алгоритмы единого диспетчерского управления
Введение к работе
Актуальность темы В современных условиях эффективность и экономичность функционирования газодобывающего предприятия, в том числе газовых промыслов, является важнейшим фактором снижения затрат и повышения надежности поставок газа. Такой результат достигается за счет совершенствования управления технологическими процессами добычи и подготовки газа, путем создания и внедрения автоматизированных систем управления, обеспечивающих оптимизацию режимов добычи и подготовки газа.
Повышение эффективности управления газодобывающим предприятием достигается за счет совершенствования методов и средств контроля и управления технологическими процессами добычи и подготовки газа. При этом существенное значение приобретает как расширение объема контролируемых данных, так и качество обработки информации, т.е. эффективность ее использования при организации технологических процессов.
На современном этапе совершенствование структуры управления газодобывающим предприятием связано с разработкой и внедрением информационно-управляющих систем, использующих последние достижения в области вычислительных средств, систем автоматизации и передачи данных.
В настоящее время при создании информационно-управляющих систем, систем диспетчерского управления на предприятиях добычи и подготовки газа широко используются современные SCADA-системы, средства автоматизации и телемеханики, высокоскоростные сети передачи данных, в результате чего качественно изменилось информационно-программное и аппаратное обеспечение диспетчерских служб. Однако, при этом возник разрыв между теми возможностями, которые предоставляют современные SCADA-системы, и существующим уровнем автоматизации диспетчерского управления, предоставляющим, в основном, функции контроля и протоколирования, а не автоматизированного управления, как такового. Этот разрыв связан в значительной мере с отсутствием в системах управления математических моделей и алгоритмов диспетчерского управления, охватывающих совокупность объектов технологического процесса добычи газа, включая кусты газовых скважин. На предприятиях отрасли не реализуются в полной мере автоматическое регулирование и управление технологическими режимами объектов добычи и подготовки газа и эксплуатации месторождений.
Таким образом, решение проблем управления технологическими процессами газодобывающего предприятия, позволяющих оптимизировать эксплуатационные режимы технологических объектов и их производительность, является в настоящий момент актуальной задачей.
Цель и задачи исследования Основной целью исследования является повышение эффективности и рентабельности производства на типовом газодобывающем предприятии на основе разработки и внедрения методов и средств управления технологическими процессами, обеспечивающих оптимизацию эксплуатационных режимов установок и управление их производительностью.
Для достижения данной цели в работе должны быть решены следующие основные задачи:
Для достижения данной цели в работе должны быть решены следующие основные задачи:
разработаны методы решения задачи оптимизации эксплуатационных режимов технологических объектов, основанные на математической модели разработки газовой залежи, связывающей накопленный объем добычи газа с технологическими и природными параметрами продуктивных пластов;
предложена методология построения интегрированной автоматизированной системы управления (ИАСУ) газодобывающего предприятия;
разработаны алгоритмы автоматического контроля, управления и регулирования режимов технологических объектов от скважин до УППГ и УКПГ, а также алгоритмы противоаварийной защиты.
Методы исследования При выполнении работы применялись методы системного анализа, математического моделирования и вычислительной математики. Экспериментальный материал основывается на опыте реализации технических решений, разработанных и обоснованных в данной работе, в составе информационно-управляющих систем газодобывающего предприятия.
На защиту выносятся:
1. Методы оптимального управления промысловой разработкой газового месторождения и подготовкой газа, основанные на:
модели разработки продуктивных пластов газовой залежи;
модели распределения нагрузок по кустам газовых скважин и УППГ.
2. Комплексные алгоритмы автоматического контроля, управления и
регулирования технологических режимов эксплуатации кустов газовых скважин и
УППГ (УКПГ).
3. Комплексные алгоритмы противоаварийной защиты технологического
оборудования газового промысла.
Научная новизна исследования заключается в решении задачи распределения заданной производительности между технологическими объектами газового промысла (УППГ и кустами газовых скважин) на основе математической модели разработки продуктивных пластов газовой залежи, связывающей накопленный объем добычи газа с технологическими и природными параметрами продуктивных пластов.
Практическая ценность настоящего исследования заключается в следующем:
разработаны методы оптимизации промысловой разработки газового месторождения и алгоритмы решения задач распределения производительности между УППГ и кустами газовых скважин.
разработаны комплексные алгоритмы автоматического контроля, управления и регулирования технологических режимов эксплуатации кустов газовых скважин, УППГ (УКПГ) и противоаварийной защиты газового промысла.
разработаны алгоритмы комплексного регулирования и оптимального управления режимами работы цехов УКПГ, включая распределение нагрузки по технологических ниткам и регулирование подачи ингибитора в установки осушки газа.
предложена методология построения ИАСУ ТП газодобывающего предприятия.
Реализация и внедрение результатов работы
В период с 2001 по 2005 гг. введены в эксплуатацию:
центральный диспетчерский пункт информационно-управляющей системы ООО «Ноябрьскгаздобыча» (ЦДП ИУС);
информационно-управляющая система Комсомольского газового
промысла;
информационно-управляющая система Вынгапуровского газового промысла;
информационно-управляющая система Западно-Таркосалинского газоконденсатного промысла;
интегрированная информационно-управляющая система Вынгаяхинского и Етыпуровского газовых промыслов.
В составе ИУС внедрена система дистанционного контроля и управления технологическими режимами кустов газовых скважин, обеспечивающая автоматическое измерение устьевых давления и температуры, дебита, затрубного давления на скважинах и дистанционное регулирование дебита. Разработано и внедрено программное обеспечение, обеспечивающее реализацию алгоритмов автоматического контроля, управления и регулирования технологических режимов эксплуатации скважин и УППГ (УКПГ), алгоритмов комплексного регулирования и оптимального управления режимами работы цехов УКПГ, комплексных алгоритмов автоматической противоаварийной защиты.
Апробация работы Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались: на экспертном совете по автоматизации ОАО «Газпром» 2004 г. (г. Москва), отраслевых совещаниях ОАО «Газпром» 2004 г. (г. Ноябрьск), на заседаниях научно-технического совета ФГУП «ФНПЦ НИИИС им. Ю.Е. Седакова». ИУС Вынгаяхинского ГП и Етыпуровского ГМ удостоена премии ОАО «Газпром» за 2004 г.
Публикации По материалам диссертации опубликовано 9 статей.
Структура и объем работы Данная работа состоит из введения, четырех глав и общих выводов на 110 с, списка литературы (75 наименований), 1 приложения, 22 рисунков и 5 таблиц общим объемом 128 с.
В первой главе рассмотрена структура типового газодобывающего предприятия на примере ООО «Ноябрьскгаздобыча», которое может быть определено как базовое для отработки комплексных систем автоматизации, создаваемых на основе передовых информационных технологий для газодобывающих предприятий, функционирующих в условиях Крайнего Севера.
Определены основные характеристики объекта автоматизации предприятия добычи и подготовки газа, в частности рассмотрены общие черты основных газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири. Проведен анализ основных видов деятельности предприятия и типовых бизнес-
процессов, определяемых ролью газодобывающего предприятия (ГДП) в составе ОАО «Газпром». Выделены основные технологические объекты ГДП, сформулированы основные принципы управления.
Проведенный в рамках данной главы анализ современных подходов в области создания интегрированных систем управления на предприятиях газодобывающей отрасли, показал актуальность создания и внедрения комплексной системы управления, осуществляющей контроль технологических процессов, оптимизацию эксплуатационных режимов и управление производительностью добычи на основе данных моделирования процессов газопромысловой технологии.
Вторая глава посвящена постановке и математической формулировке задач распределения заданной производительности между УППГ и кустами скважин. При постановке задач учитываются природные и технологические особенности системы "пласт - призабойная зона скважин - кусты скважин -газосборная сеть - УППГ". Рассмотрена агрегированная модель разработки продуктивных пластов, объединенных в газовую залежь, учитывающая их неоднородность по фильтрационным характеристикам и позволяющая построить динамику добычи по каждому кусту скважин. Получено аналитическое решение задачи распределения заданной производительности между УППГ при вводе скважин в эксплуатацию для двух режимов работы газоносного пласта: газового и жесткого водонапорного. Для некоторых частных случаев, имеющих практическое значение, рассмотрены алгоритмы решения задачи распределения заданной производительности между кустами скважин купола (участка месторождения). Получено достаточное условие оптимальности решений для задачи распределения заданной производительности между кустами скважин. На основе рассмотренных моделей и алгоритмов сформулированы рекомендации к техническим решениям по построению систем управления внутрипромысловой газосборной сетью.
В третьей главе рассматривается методология построения
интегрированной автоматисированной системы управления технологическими процессами газодобывающего предприятия.
Предложена концепция построения ИАСУ ТП газодобывающего предприятия. Определена общая структура построения системы управления: иерархия и распределение функций по уровням управления; режимы функционирования и взаимосвязи между уровнями управления. Рассмотрены
специализированные программные средства реального времени, предназначенные для создания АСУ ТП - SCADA-система. Определены общие принципы построения систем управления различного уровня (ЦДП, ДП ГП, УКПГ, УППГ, СКУ КГС), как составных частей ИУС ГДП, а также рассматриваются примеры реализации интегрированной автоматизированной системы управления газодобывающим предприятием на всех ее уровнях от кустов газовых скважин до центрального диспетчерского пункта.
Четвертая глава посвящена решению задач комплексного
регулирования и оптимального управления технологическими установками газового промысла. Для решения данных задач разработаны комплексные алгоритмы автоматического регулирования и оптимального управления, в основу которых положены общие решения, предложенные во второй главе данной работы.
Разработанные алгоритмы обеспечивают:
автоматическое регулирование и управление технологическими процессами добычи и подготовки газа, в том числе: распределение заданной производительности промысла между УППГ; распределение производительности УППГ между кустами газовых скважин; распределение нагрузки по технологическим ниткам осушки газа и регулирование подачи ТЭГ в абсорберы;
дистанционное автоматическое измерение и регулирование дебита скважин с использованием электроприводной крановой арматуры;
противопожарную и противоаварийную защиты газового промысла.
В приложениях представлены расчет экономической эффективности внедрения ИУС ГП, выполненный для ИУС Вынгаяхинского ГП в соответствии с «Внутрикорпоративными правилами оценки эффективности НИОКР», акт внедрения.
Характеристика, структура и принципы управления газодобывающими предприятиями газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири
Надежное и эффективное газоснабжение коммунально-бытовых и промышленных потребителей, электростанций, а также поставку газа на экспорт в страны ближнего и дальнего Зарубежья обеспечивает Единая система газоснабжения (ЕСГ) России, которая представляет собой сложный производственно-технологический комплекс и включает в себя объекты добычи, переработки, транспорта и подземного хранения газа.
Основными структурными подразделениями ОАО «Газпром» являются 7 региональных дочерних предприятий по добыче и 17 региональных предприятий по транспортировке газа, которые эксплуатируют определенные участки ЕСГ и имеют между собой технологические границы, оборудованные газоизмерительными станциями (ГИС).
На территории Западной Сибири расположены 4 газодобывающих предприятия: ООО «Ноябрьскгаздобыча», 000 «Ямбурггаздобыча», 000 «Уренгойгазпром», 000 «Надымгазпром».
Газодобывающее предприятие (ГДП) является производственным объединением объектов добычи, компримирования и подготовки газа (газового конденсата) для дальнейшей транспортировки по системе магистральных газопроводов.
В состав технологических объектов, охватываемых ГДП, входят объекты основного и вспомогательного производственного назначения.
К объектам основного производственного назначения относятся объекты, участвующие в процессе выработки основной товарной продукции предприятия (газа, газового конденсата), а к объектам вспомогательного назначения -объекты, обеспечивающие основной технологический процесс.
Состав объектов основного и вспомогательного назначения на ГДП определяется технологическими схемами обустройства конкретных месторождений. С точки зрения особенностей функциональной схемы существуют следующие типы ГДП: - ГДП, содержащие в своем составе один промысел; - ГДП, содержащие в своем составе несколько промыслов, расположенных на значительном удалении друг от друга. Примерная структурная схема ГДП приведена на рисунке 1.1. Примерный перечень технологических объектов на ГДП приведен в таблице 1.1.
Газодобывающее предприятие (ГДП) - одно из важнейших звеньев единой динамической системы, охватывающей газоносный пласт или ряд расположенных друг над другом газоносных пластов, сеть газовых скважин, дренирующих эти пласты, а также газопромысловые установки для подготовки газа к дальнему транспорту и систему внутрипромысловых газосборных сетей (ГСС) - межпромысловый коллектор.
Схема подготовки и транспорта газа, сложившаяся на газодобывающих предприятиях Крайнего Севера, показана на рисунке 1.2. Скважины, ГСС, УКПГ, ДКС и вспомогательные объекты образуют газовый промысел (ГП). Все ГП соединены межпромысловым коллектором (МПК). В состав ГДП может входить несколько ГП. Отдельные элементы этой системы рассредоточены на площади в несколько десятков и даже сотен квадратных километров, но они взаимосвязаны и участвуют в едином технологическом процессе добычи газа. Газоносный пласт и скважины являются главными объектами добычи природного газа.
Свойство пласта как объекта добычи природного газа определяется составом породы газоносных коллекторов, их пористостью, глубиной залегания и тепловым режимом пласта, содержанием и положением в нем различных вод и т.д. Природный газ находится в пласте под давлением, значительно превышающим атмосферное.
Однако в процессе эксплуатации запасы потенциальной энергии пласта уменьшаются в результате падения пластового давления и истощения залежи. В силу неоднородности коллекторских свойств пласта, неидентичности процесса конденсато- и гидратообразования, а также накопления воды в отдельных скважинах и шлейфах потери энергии при разных режимах добычи различны.
Под режимом работы газоносного пласта понимают проявление доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обуславливающей приток газа к скважинам в процессе разработки. Режим существенно влияет на разработку залежи, наряду с другими факторами он определяет основные условия эксплуатации, к которым относятся темп падения давления и дебитов газа, обводнение скважин и т.п.
Эксплуатация газоносного пласта осуществляется посредством газовых скважин, представляющих собой каналы связи с пластом, через них регулируются происходящие газогидродинамические процессы.
На месторождениях Западной Сибири преобладает кустовое расположение скважин (с числом скважин от двух до девяти). Элементы ГСС являются общими для промыслов на месторождении и состоят обычно из фонтанных елок, газоотводящих линий, отключающих задвижек, газосборных коллекторов, промысловых газосборных пунктов.
Постановка задачи двухуровневого рационального управления технологическими процессами добычи газа с регулированием дебита как на уровне газового месторождения, так и на уровне газовых куполов
Для постановки задачи рационального управления технологическими процессами добычи газа с регулированием дебита рассмотрим газовое месторождение, объекты добычи и подготовки которого по геолого-техническим и территориальным признакам разделяются на несколько куполов: - объекты куполов с удалением менее 20 км, доставка газа с которых осуществляется непосредственно на УКПГ; - объекты куполов с удалением более 20 км, доставка газа с которых осуществляется на УППГ.
Газ от кустов скважин удаленных куполов собирается по шлейфам в два газосборных коллектора и поступает на УППГ. Выкидные линии скважин оборудуются сужающими быстросменными устройствами для замера дебита и клапанами-отсекателями для отключения в случае порыва шлейфа.
Производительность технологических объектов газового месторождения является основной характеристикой, определяющей уровень добычи газа за некоторый небольшой интервал времени (например, за время суточного диспетчерского управления газовыми куполами и кустами скважин или суточный объем добычи газа).
Технологические объекты газовых промыслов включают в себя следующие основные элементы системы обустройства промысла: - призабойные зоны скважин; - скважины и кусты скважин; - шлейфы; - регулирующие штуцеры (при их наличии в системе газосбора); - переключающую арматуру (ПА); - установку предварительной подготовки газа (УППГ) при удалении купола более 20 км; j - межпромысловый коллектор; - установку комплексной подготовки газа (УКПГ).
Технология предварительной подготовки газа на УППГ включает следующие процессы: - сепарация газа от капельной жидкости, выносимой из пласта, механических примесей и метанола; - замер количества очищенного газа и подача очищенного газа в межпромысловый газопровод; - защита технологического оборудования и трубопроводов от превышения давления; - дистанционное отключение шлейфов от УППГ и переключение их на свечу; - хранение и использование в технологическом процессе метанола для предотвращения гидратообразования.
Газ с кустов скважин поступает в технологический корпус на установку первичной сепарации, включающую переключающую арматуру, три технологические нитки, содержащие по одному вертикальному центробежному сепаратору, и емкость для сбора отсепарированной пластовой воды. Входные трубопроводы УППГ оборудованы отсекающими кранами и линиями продувки шлейфов. На каждом из входных коллекторов производится замер давления и температуры газа. При падении давления во входных коллекторах производится автоматическое закрытие пневмогидрокранов.
В сепараторах пластовый газ за счет снижения скорости и изменения направления потока освобождается от механических примесей и капельной жидкости. После сепараторов очищенный газ собирается в общий трубопровод и через узел технологического замера и учета подается под собственным давлением в межпромысловый газопровод, по которому транспортируется на УКПГ для глубокой осушки перед подачей в магистральный газопровод.
Для предупреждения гидратообразования в межпромысловом газопроводе в сепараторы подается ингибитор гидратообразования (95%-й метанол). Подача метанола осуществляется дозировочными насосами.
Выделившаяся из газа в сепараторах пластовая вода с механическими примесями и метанольная жидкость поступают в емкость сбора пластовой воды.
На входе и выходе газа из каждого сепаратора и на коллекторе выхода газа установлены пневмогидрокраны с дистанционным управлением, позволяющие осуществить аварийную остановку УППГ. Следует отметить, что доставка газа с близлежащих куполов осуществляется непосредственно на УКПГ.
Предположим, что газовые купола и кусты газовых скважин удовлетворяют следующим условиям: - каждый купол эксплуатирует свою газоносную площадь, гидродинамически связанную с другими площадями; - в процессе эксплуатации куполов (участков месторождения) пластовое давление между ними выравнивается и, поэтому, имеет одно и то же значение для всего месторождения; - каждый купол эксплуатируется кустами скважин, в пределах каждого из которых пласт считается однородным; - забои скважин размещаются равномерно по всему газовому куполу; - приток газа к забоям скважин подчиняется закону Дарси [41]; - существует максимально допустимый дебит, который позволяет оценить максимальные возможности месторождения по добыче газа.
Реализация системы оперативно-диспетчерского управления на различных уровнях (ЦДП, УКПГ, УППГ, ДКС, КГС и др.)
Центральный диспетчерский пункт газодобывающего предприятия (ЦДП ГДП) является верхним уровнем управления ГДП.
Пользователями системы на данном уровне является персонал диспетчерской службы, ведущие специалисты и руководство предприятия. На уровне ЦДП ГДП выполняются следующие функции [68]: - контроль состояния технологического оборудования кустов газовых скважин, газосборных сетей, крановых площадок, межпромысловых коллекторов, УКПГ, УППГ, ГС, энергетического оборудования, а также каналов и КТС связи в реальном масштабе времени; - баланс газа по предприятию; - распределение нагрузок по ГП, УКПГ, ДКС с учетом планирования регламентных работ и планово-предупредительных ремонтов; - планирование оперативных резервов для покрытия пиковых нагрузок и последствий нештатных ситуаций; - оптимизация и контроль режимов работы технологических установок; - контроль и учет расхода энергоресурсов (топливный газ, электроэнергия, вода, тепло), директивное управление объектами электроэнергетики; подготовка данных для взаимодействия с ЦПДД, смежными предприятиями и с ПДС ГП, выполнение этого взаимодействия; - оперативное оповещение ЦПДД ОАО «Газпром» информацией об авариях, нештатных ситуациях на предприятии; - директивное управление объектами добычи; - моделирование и прогнозирование динамики работы ГДП; - контроль и локализация аварийных и нештатных ситуаций собственными ресурсами; - контроль.качества газа и конденсата; - производственный экологический мониторинг на объектах добычи, сбора и подготовки газа и газового конденсата.
Структурная схема ЦДП ГДП 000 «Ноябрьскгаздобыча» разработана в соответствии с концепцией построения ОСОДУ ЕСГ России [46]. ЦДП реализован в виде оперативно-диспетчерской ЛВС, включающей: - SCADA-сервер с базой данных реального времени, основной; SCADA-сервер с базой данных реального времени, резервный; - 2 автоматизированных рабочих места (АРМ) диспетчера; - автоматизированное рабочее места системного инженера; - сетевой принтер; І - сетевое оборудование (активный концентратор); - средства связи (маршрутизатор).
SCADA-сервер (основной) выполняет формирование оперативной базы данных системы, хранение обновление и обработку данных. Резервный SCADA-сервер обеспечивает работу системы в случае отказа основного сервера.
АРМы диспетчеров предназначены для визуализации информации, поступающей с газовых промыслов предприятия «Ноябрьскгаздобыча». На АРМах диспетчеров выполняются функции формирования видеограмм, трендов и другие, относящиеся к визуализации информации. АРМы диспетчеров ориентированы на круглосуточный режим работы при непосредственном контакте с человеком.
АРМ системного инженера предназначено для выполнения следующих функций: - контроль работы предприятия и всех подчиненных подразделений; - коррекция базы данных, разработка и коррекция видеограмм; - контроль и управление доступом сотрудников предприятия; - управление локальной сетью предприятия и в том числе, контроль над доступом в локальную сеть предприятия.
Специальное программное обеспечение (СПО) ЦДП разработано с помощью программного пакета SCADA iFix.
В режиме реального времени диспетчерский персонал ЦДП получает доступ к данным технологического процесса основных технологических объектов всех газовых промыслов, входящих в состав 000 «Ноябрьскгаздобыча». Интеграция системы управления ЦДП с ИУС газовых промыслов осуществляется с использованием промышленного стандарта ОРС.
Оперативный персонал ЦДП имеет возможность наблюдения за действиями сменного персонала и параметрами работы промыслов, а также получения графиков реального времени или ретроспективных по любому параметру или группе параметров.
Информационно-управляющая система газового промысла
Следующим после ЦДП уровнем в иерархической структуре газодобывающего предприятия является уровень ПДС газовых промыслов, предназначенный для контроля и управления работой производственных подразделений ГДП и входящими в его состав технологическими комплексами и установками, оснащенными АСУ ТП.
Как уже говорилось выше, в состав ООО «Ноябрьскгаздобыча» входят 6 промыслов. Автоматизация объектов данных промыслов реализована на базе различных программно-технических средств, что объясняется постепенным процессом автоматизации данных промыслов и разными годами ввода в эксплуатацию.
В качестве примера реализации ИУС газового промысла рассмотрим ИУС Вынгаяхинского ГП [8].
ИУС Вынгаяхинского месторождения включает следующие системы управления (рисунок 3.6): - АСУ ТП технологических цехов УКПГ; - системы экстренного останова УКПГ; - САУ вспомогательных объектов промысла; - системы автоматического пожаротушения и контроля загазованности УКПГ и вспомогательных объектов; - системы контроля и управления кустами газовых скважин и газопровода транспорта газа с Вынгаяхинского газового месторождения в магистральный газопровод; - автоматизированную систему энергообеспечения (АСУЭ) газового промысла; - АСУ ТП ДКС.
Алгоритмы единого диспетчерского управления
Алгоритм единого диспетчерского управления объединяет следующие уровни: газодобывающего предприятия, газового промысла, установки предварительной подготовки газа и кустов газовых скважин. Их основное назначение - выполнение плановых показателей, путем координации работы основных технологических объектов процесса добычи газа. Алгоритмами используются: плановая информация, поступающая с верхних уровней управления (ЦПДД ОАО «Газпром» и ЦДП газодобывающего предприятия), результаты расчетов по моделям, а также данные реального времени о режимах работы технологических объектов, предоставляемые SCADA-системами.
На уровне ГДП определяется плановое задание, которое в виде среднечасового расхода газа для промысла передается на уровень ГП для дальнейшей обработки.
На уровне ГП функционирует алгоритм выполнения планового задания, включающий алгоритм автоматического распределения производительности для ГП, а также алгоритм автоматического поддержания заданного уровня влагосодержания газа. Рассчитанные здесь величины среднечасового расхода газа для каждой УППГ передаются на уровень УППГ. На уровне УППГ выполняется алгоритм распределения производительности для УППГ, а на уровне КГС - распределения производительности для кустов газовых скважин.
На уровне УППГ выполняется алгоритм распределения производительности для УППГ (алгоритм регулирования давления в коллекторе на входе УППГ). На уровне КГС выполняется алгоритм распределения производительности для КГС (автоматизированное регулирование дебита скважин). Общая структура алгоритмов диспетчерского управления ГДП представлена на рисунке 4.1.
В представленных ниже алгоритмах решение задачи управления на уровне промысла сводится к поиску рациональных решений работы скважин (определению из дебитов, устьевых давлений), к распределению добычи газа между кустами скважин, подключенными к одному УППГ, и распределению задания по добыче между несколькими УППГ. В качестве критерия оптимальности управляющих воздействий выбрана минимизация потерь пластовой энергии, что равносильно минимизации потерь давления в системе «пласт - скважины - шлейфы - УППГ».
Разработанные алгоритмы объединяют все уровни управления газовым промыслом в единую автоматизированную систему, что позволяет реализовать диспетчерское управление в реальном времени, обеспечить распределение заданной для промысла производительности между УППГ и, соответственно, между кустами газовых скважин, обеспечить согласование режимов работы технологических объектов промысла с учетом характеристик пласта и газосборной сети.
Алгоритм формирования планового задания
На уровне ЦДП определяется месячное плановое задание Q M для каждого промысла. Это задание может формироваться автоматически на основе годового планового задания по добыче газа, максимальных добычных возможностей промысла и других факторов, либо может быть введено диспетчером ЦДП. Величина QM передается на уровень ПДС ГП для дальнейшей обработки.
Алгоритм построен на решении уравнения разработки газовой залежи и определении максимально возможной производительности одного или нескольких промыслов за определенный интервал времени с учетом производственных мощностей и показателей газоотдачи. Алгоритмом определяются: Q max(t) - максимальная производительность і-ого промысла: QLA0 = tQL(0, где Qkmax(t) - максимальная производительность k-ой УППГ (купола) Qmax(t) - максимальная производительность всего предприятия:
Алгоритм распределения заданной для промысла производительности между УППГ. Уровень газового промысла
На уровне ПДС ГП обеспечивается распределение заданной для промысла производительности между УППГ. В алгоритме учитываются геологические параметры месторождения (т.е. добычные возможности) и состояние технологического оборудование УППГ. Исходные данные: Агрегированная модель разработки газовой залежи (см. 2.8) где n(t) - текущее значение газоотдачи пласта; riiit(t) - число скважин в і-ом кусте k-го промысла в t-й момент времени; Чтах ik (n(t)) - максимальный дебит одной скважины в і-ом кусте к-го промысла. V- балансовые запасы газа месторождения.
Алгоритм начинает работу с получения планового задания на месяц с уровня ЦДП. По этому заданию рассчитывается среднечасовое плановое задание для промысла, которое затем распределяется между УППГ. В работе алгоритма учитываются геологические параметры месторождения, а также вывод по оптимальному управлению производительностью УППГ: «Для выполнения задания по общей добычи газа в большей степени должны "нагружаться" те УППГ, которые эксплуатируют пласты с лучшими фильтрационными свойствами и большим числом скважин».
Распределение производительности между УППГ производится автоматически, с учетом максимальных добычных возможностей куполов. Диспетчер ПДС ГП имеет возможность произвести, при необходимости, корректировку заданий по производительности.
Похожие диссертации на Управление технологическими процессами газодобывающего предприятия : на примере ООО "НОЯБРЬСКГАЗДОБЫЧА"
