Теория и практика проектирования систем управления объектами газовой отрасли

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина

Специальность 05.13.12 Системы автоматизации проектирования (нефтегазовая отрасль) (технические науки)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Теория и практика проектирования систем управления объектами газовой отрасли

Радкевич Валерий Васильевич

Москва - 2009

Работа выполнена в Российском государственном университете

нефти и газа им. И.М. Губкина.

Научный консультант: доктор технических наук, профессор

Леонид Иванович Григорьев

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Дмитрий Николаевич Левитский

доктор технических наук, профессор

Владислав Алексеевич Острейковский

доктор технических наук Александр Петрович Поздняков

Ведущее предприятие: ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»

Защита состоится “ 29 ” апреля 2009 г. в 14 час. в ауд. 1802 на заседании диссертационного совета Д212.200.11 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, г. Москва, ГСП1, Ленинский просп., 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан ________ 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, доцент И.Е. Литвин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Научно технический прогресс (НТП) является важной составляющей развития любого государства. Достижения НТП представляют практически безграничные возможности для автоматизации и эффективного управления сложными объектами, которые можно реализовать на основе повышения качества проектных работ, используя современные методы моделирования и инженерного анализа. Проектирование сложных объектов газовой отрасли осуществляется с помощью САПР.

Высокие темпы строительства объектов газовой отрасли требуют нового подхода к проблемам САПР, т. е. необходимо с новых позиций рассматривать весь комплекс работ с целью получения описаний нового или реконструированного технологического объекта, достаточных для реализации эффективной системы управления.

Использование научных знаний, навыков и методов по выполнению и корректировке проекта на всем его жизненном цикле позволит достичь необходимых результатов по составу, стоимости, времени и качеству проекта. Если проектируется система управления объектом, то, естественно, необходимо достичь высокой ее эффективности.

При появлении новых данных об объекте или построении новой математической модели зачастую, используя обратную связь, возможно скорректировать первоначальный вариант проекта для получения новых возмущающих воздействий с целью получения более эффективной системы управления. Иногда при проектировании возникает недопустимый разрыв органической цепочки проектировщик система.

В этих условиях становится актуальным проанализировать теоретические и практические результаты проектирования и внедрения систем управления технологическими процессами объектов газовой отрасли, в результате чего это позволит:

повысить качество проектных работ в цепочке проектировщик система, направленное на одновременное совершенствование технологического процесса и системы управления;

реализовать основные технические решения по проектированию систем управления и тем самым повысить эффективность последних.

С учетом роли газовой отрасли в экономике РФ эти задачи приобретают особую актуальность. Эти задачи решаются при проектировании систем оперативного управления технологическими процессами большого числа разнообразных по своей сути и сложности объектов газовой отрасли на основе многолетнего практического опыта разработки и внедрения АСУТП.

Цель работы. Сформулировать научно практические основы проектирования и внедрения систем автоматизированного управления технологическими процессами, отвечающие основным требованиям, предъявляемым к роли и развитию газовой отрасли и современному этапу ускоренного развития НТП. Поставленная проблема декомпозируется на ряд взаимосвязанных между собой научно исследовательских и инженерных задач.

В диссертации рассмотрены вопросы совершенствования взаимодействия цепочки проектировщик - система, представлены системы управления для каждого типа сложных технологических объектов и, учитывая перечисленные выше приемы, приведены примеры разработанных оперативных систем управления, реализуемых на соответствующих объектах. В ходе разработки систем управления различными объектами приходилось решать научные проблемы, результаты которых улучшали эффективность оперативных систем управления технологическими процессами.

Основные задачи исследований.

1. Обобщить опыт проектирования и функционирования систем автоматизации и управления на объектах газовой отрасли.

2. Провести ретроспективный анализ эффективности принятых решений при создании систем управления технологическими процессами различных объектов газовой отрасли.

3. Сформулировать и обосновать общие принципы проектирования и функционирования систем управления технологическими процессами, эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений, объектов подземного хранения газа, переработки газа и конденсата.

4. На основе результатов промысловых и промышленных экспериментов разработать и внедрить модели и прикладные задачи для оперативного управления технологическими процессами газовых месторождений, подземных хранилищ газа и переработки газа.

5. Сформулировать научно практические основы проектирования и внедрения систем автоматизации технологических процессов и, в конечном итоге, способствовать решению важной народно хозяйственной проблемы - разработке и внедрению систем автоматизации и оперативного управления для ряда базовых объектов и процессов газовой отрасли.

Методы решения поставленных задач. Теоретической основой исследований соискателя, приведенных в диссертации, является системный подход, методы автоматизированного проектирования и управления, моделирования технологических процессов, математического программирования и оптимизации управления. Реализация общей схемы принятия решения всегда осуществляется с частичным использованием математических моделей, отображающих свойства и отношения, интересующие исследователя. управление газовый технологический

При разработке моделей для решения отдельных задач соискатель использовал теорию упругости горных пород, решения задач фильтрации пластовых смесей в трещиновато пористых средах, результаты расчета технологических аппаратов, термодинамического состояния углеводородных смесей, процесса получения серы, результаты проведенных промышленных экспериментов на действующих технологических установках. При проведении экспериментальных работ с двухфазной системой (газ - пластовая жидкость) при движении ее в трубах применялись апробированные и хорошо себя зарекомендовавшие сертифицированные программы, современные средства измерения и регистрации параметров процесса.

Научная новизна. Диссертация представляет собой обоснование предлагаемого научно практического подхода к проектированию и внедрению систем оперативного управления технологическими процессами различных объектов газовой отрасли. В диссертации приведены следующие результаты.

1. Проанализированы теоретические и практические результаты автоматизированного проектирования и внедрения систем автоматизации и управления объектами газовой отрасли с учетом природной неопределенности их особенностей и нарастающего темпа внедрения информационных технологий.

2. Сформулированы системные основы управления сложными объектами газовой отрасли и показаны пути практической интеграции программно-вычислительных комплексов в системы автоматизации и управления отдельных объектов газовой отрасли по всей цепочке технологических процессов от добычи до переработки газа.

3. Разработаны рекомендации по оценке необходимости проведения и финансирования научно исследовательских работ, позволяющие получить информацию по динамическим и другим характеристикам объекта с целью эффективного использования современных программно вычислительных комплексов при оперативном управлении технологическими процессами. Реализация этих рекомендаций позволила разработать и предложить к широкому внедрению комплекс моделей и методов оперативного управления технологическими процессами в газовой отрасли, в частности:

разработан на основе флуктуационных методов бессепарационный оперативный контроль изменения количества жидкости, поступающей от нескольких скважин по шлейфу на УКПГ;

предложен метод управления процессом добычи газа на завершающей стадии разработки месторождения;

уточнен механизм обводнения эксплуатационные скважин в трещиновато пористых коллекторах на примере Оренбургского газоконденсатного месторождения, позволяющий прогнозировать подтягивание подошвенных вод к забоям скважин и принимать решения по выбору режима их работы;

разработаны системы оперативного управления технологическими процессами (установки очистки природного газа от кислых компонентов, регенерации абсорбента, осушки газа, процесса получения серы) для условий Оренбургского газоперерабатывающего завода (ГПЗ);

разработан метод оперативного диагностирования характера обводнения эксплуатационных скважин и определения расстояния от газоводяного контакта до перфорационных отверстий колонны скважины при отборе газа из ПХГ.

4. Показана необходимость перехода от традиционной оценки эффективности функционирования систем управления по экономическому критерию к оценке качества системы.

5. Разработаны практические рекомендации подхода к решению экологических проблем и организационно экономических вопросов при проектировании систем автоматизации и управления на объектах газовой отрасли.

Практическая ценность работы и реализация полученных результатов в промышленности. Показанный в диссертации научно-практический подход к функционированию САПР и АСУТП позволяет использовать теоретические и практические достижения в области оперативного управления технологическими процессами в добыче газа, подземного хранения газа, переработке газа и конденсата.

Применение разработанного подхода в сочетании с программно техническими средствами сбора и обработки информации позволяет:

повысить качество автоматизированного проектирования и внедрения АСУТП;

повысить качество управления технологическими процессами за счет более обоснованного выбора управляющих решений, разрабатываемых с использованием имитационных систем;

стимулировать развитие научных работ для эффективного управления технологическими процессами, интегрировать результаты новых научных исследований в виде алгоритмов и программ в постоянно развивающиеся системы автоматизированного управления.

Разработанные принципы проектирования и функционирования систем управления, математические модели оперативного управления, оценка и прогнозирование состояния технологических процессов реализованы в проектах АСУТП объектов добычи газа, переработки газа и конденсата, подземного хранения газа.

Результаты работы использованы при разработке и внедрении АСУТП объектов: Оренбургского ГДП, Шатлыкского ГДП, Оренбургского ГПЗ (I - II очереди завода), Мубарекского ГПЗ, Уренгойского ГДП, Ямбургского ГДП, Астраханских ГДП и ГПЗ, Сосногорского ГПЗ, Сургутского конденсато-перерабатывающего завода, Щелковского ПХГ, Северо-Ставропольского ПХГ.

Апробация работы. Основные результаты работы рассматривались на научно-технических советах ВПО «Туркменгазпром», ООО «Оренбурггазпром», ООО «Волго-УралНИПИГАЗ», «ВНИПИАСУ Газпром», ОАО «Газпрома», ООО «Астраханьгазпром», Экспертном совете по автоматизации ОАО «Газпром», ХХ Международном газовом конгрессе (1997 г., Амстердам).

Структура и объем работы. Диссертация состоит из предисловия, шести разделов, списка использованных источников (168 наименований). Содержание работы изложено на 241 странице, включая 23 рисунка и 4 таблицы. Результаты работ опубликованы в 70 публикациях, в том числе четырех книгах (три монографии) и одном авторском свидетельстве.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении сформулированы основные задачи автоматизированного проектирования и управления сложными объектами газовой отрасли и их автоматизации.

Производственный процесс газовой отрасли представляет собой последовательность этапов, начинающихся с извлечения углеводородного сырья из недр и заканчивающихся поставкой потребителю готовой продукции, полученной из этого сырья. При управлении этой сложной цепочкой появляется необходимость проведения декомпозиции её структуры в связи с разнообразием составляющих элементов, каждый из которых имеет только ему присущее назначение. Декомпозиция выделяет следующие технологические объекты: газодобывающие; транспорта газа; переработки газа и углеводородного конденсата; подземного хранения природного газа. Общими характеристиками для вышеперечисленных объектов являются значительные капиталовложения, обусловленные крупномасштабностью объектов; наличие больших объемов информации, необходимой для управления; как частичное, так и многократное изменение структуры и состава объекта под воздействием окружающей среды и многих элементов разнообразной природы. Наряду с общими характеристиками имеются и принципиальные отличия, которые свойственны только каждому из перечисленных типов объектов.

На основе обобщения опыта соискателя показаны проблемы автоматизации проектирования и внедрения систем управления объектами. Отсутствие этапа проведения НИР при проектировании систем и, как следствие этого, недостаточной информативности для ведения технологических процессов, высокие темпы появления новых средств и систем автоматики, вычислительной техники, программных продуктов и их внедрение приводят к тому, что в условиях прежних знаний об объекте функционирование современных средств и систем управления технологическими процессами оказываются мало эффективными. Такая ситуация обусловлена тем, что не учитываются возможности использования программно-технических средств в развитии систем управления, позволяющих учитывать особенности механизма протекающего процесса, прогнозирование его поведения под влиянием различных взаимодействующих и возмущающих факторов и т. п. Из этого вытекает, что при функционировании спроектированной системы разрывается органическая связь цепи проектировщик - система.

В первой главе рассмотрены особенности управления сложными объектами газовой отрасли. Показан научно практический подход к проектированию и управлению сложными объектами с помощью САПР на примере ГДП и его лидирующей подсистемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, как сложный технологический процесс, нуждается в современном и действенном контроле, анализе и регулировании, которые начинаются с ввода в эксплуатацию первых скважин и непрерывно продолжаются до конца эксплуатации месторождения. При чем эти функции охватывают все стадии разработки, от которых зависят высокая эффективность процесса и конечная газоотдача.

Принципы и методы регулирования различных залежей на разных стадиях могут отличаться, но, в конечном счете, они направлены на решение основных задач:

обеспечение плановой добычи газа и конденсата при минимальных затратах на разработку месторождения;

достижение возможно высокой газоотдачи пласта.

Для выполнения этих задач необходимо регулярно проводить анализ состояния разработки и в нужный момент корректировать ее путем регулирования отдельных элементов системы.

Рациональная система управления разработкой газоконденсатного месторождения в большей степени связана с построением математических моделей фильтрации газа, воды в пористой среде, исходными данными для которых является информация о добыче продукции по скважинам.

С внедрением АСУТП в газовой отрасли созданы реальные предпосылки для проектирования высокоэффективных систем управления объектами газодобычи, регулированием отборов газа по отдельным участкам продуктивной залежи. При этом основной задачей систем управления становится определение возможных состояний технологических показателей и параметров, характеризующих производственный процесс и обеспечение эффективности функционирования ГДП в целом.

Решение этой задачи осложняется недостаточностью информации об объекте. В главе рассмотрено решение многоцелевой проблемы управления сложными объектами с неполной информацией.

Научно практические основы разработки систем оперативного управления базируются на том, что в сложных системах однократного жизненного цикла детерминированные и стохастические методы моделирования применяются только для отдельных подпроцессов и элементов системы, но не для описания всего процесса в целом. Из-за имеющихся неопределенностей в сложной системе, примером которой служит ГДП, модельное описание функционирования как системы в целом, так и ряда подсистем не является полным. Трудно получить прогнозное состояние изучаемого процесса на необходимый момент времени с погрешностью, применяемой для ее практического применения. Основной принцип преодоления неопределенности - использование для целей управления всей дополнительной информации, получаемой в процессе функционирования сложной системы. При реализации этого принципа следует использовать различные приемы описания отдельных элементов и подпроцессов сложной системы.

Одно из основных требований к современному проектированию -- достижение гибкости проекта к изменениям в будущем внешней среды по отношению к функционирующей системе. Гибкость заключается в возможности с меньшими дополнительными затратами видоизменять, приспосабливать запроектированную систему к новым возникшим условиям, т. е. осуществлять обратную связь. Например, за счет новой информации могут существенно, иногда даже полностью, измениться представления о некоторых свойствах продуктивного пласта и происходящих в нем процессах (продвижение воды), что потребует существенных изменений в подходе к разработке месторождения. На ГПЗ за счет новой математической модели технологического процесса можно значительно уменьшить потери сырья и увеличить эффективность системы.

В настоящее время трудно привести пример запроектированной и разработанной сложной системы, которую не пришлось бы модернизировать в процессе ее функционирования.

В настоящее время оперативное управление с использованием математических моделей не находит своего отражения во многих действующих и проектируемых АСУТП УКПГ, ГРП ПХГ и установок ГПЗ, создавая разрывы в цепочке проектировщик-система.

Для решения основных задач исследований необходимо:

обобщить опыт автоматизированного проектирования и функционирования систем автоматизации и управления на объектах газовой отрасли;

провести ретроспективный анализ эффективности принятых решений при проектировании систем управления технологическими процессами различных объектов газовой отрасли;

сформулировать и обосновать основные принципы проектирования и функционирования систем управления технологическими процессами, эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений, объектов ПХГ, объектов переработки газа и конденсата;

на основе результатов промысловых и промышленных экспериментов разработать и внедрить модели и прикладные задачи для оперативного управления технологическими процессами газовых месторождений, ПХГ и переработки газа;

сформулировать научно-практические основы проектирования и внедрения систем автоматизации технологических процессов и, в конечном итоге, способствовать решению важной народно - хозяйственной проблемы - проектированию и внедрению систем автоматизации оперативного управления для ряда базовых объектов и процессов газовой отрасли.

Во второй главе рассмотрены проблемы и их решения при автоматизированном проектировании и внедрении АСУТП объектами ГДП.

Отсутствие необходимой информации об объемах и процессах в подсистеме разработки месторождения, не позволяющей осуществить для ГДП полного описания на весь жизненный цикл, объясняется рядом причин: недоступностью наблюдения за процессами пласта под землей; большими ничем неоправданными затратами на получение данных (нецелесообразностью бурения в водоносной зоне большого количества наблюдательных скважин или остановкой эксплуатационные скважин на ГДП для одновременных замеров пластовых давлений); ограниченностью знаний о закономерностях процесса, происходящего в пластовой фильтрационной системе. Из за этого существующие программные комплексы, предназначенные для моделирования гидродинамических процессов, происходящих в продуктивной залежи месторождения, используются только для прогнозирования на определенный отрезок времени. При каждом последующем расчете прогнозного состояния процесса разработки вводимые в модель данные корректируются по данным эксплуатации.

Несмотря на высокий уровень развития используемых в газовой отрасли программно вычислительных средств, в большинстве внедряемых в настоящее время АСУТП УКПГ решаются задачи функции контроля и управления только наземного оборудования, расположенного на промплощадке УКПГ. Однако при проектировании практически всех систем АСУТП УКПГ предусматривается функция контроля и управления работой скважин или кустов скважин, а также контроля их производительности. За редким исключением эта функция носит декларативный характер. На практике при кустовом расположении скважин в подавляющих случаях для оценки дебита скважины по газу используются передвижные сепарационные установки; для проведения газодинамических исследований в обвязке куста скважин предусматривается факельная измерительная линия и дебит скважины оценивается через диафрагменный измеритель критического течения. Неконтролируем дебит скважины и в тех случаях, когда в процессе уплотнения сетки скважин в системе сбора продукции (например, на Оренбургском месторождении) к одному шлейфу подсоединяются две-три скважины. В этом случае при необходимости исследования одной скважины приходится останавливать остальные, подключенные к этому же шлейфу, что неизбежно приводит к сокращению добычи газа.

Отсутствие оперативной информации о расходных показателях продукции скважин месторождений, особенно находящихся на завершающей стадии разработки, существенно осложняет работу ГДП, сводя на нет контроль работы скважин, особенно низкодебитных. Нередко наблюдаются случаи, когда только с подключением к контрольному сепаратору шлейфа, соединенному с нескольким низкодебитным скважинам, обнаруживается, что шлейф заполнен пластовой жидкостью и требуется продувка как шлейфа, так и скважин для возобновления их работы.

Таким образом, сложившееся в газодобыче положение с информационным обеспечением приводит к тому, что скважина, как основной технологический и бюджетообразующий объект, выпадает из системы оперативного контроля. Хотя очевидно, что использование вычислительной техники позволяет дополнительно решать различные организационно-технологические задачи. Для месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки или на стадии падающей добычи, следует отнести задачи:

оценку динамики поступления пластовой жидкости по шлейфам из скважин;

оперативное управление добычей газа на завершающей стадии разработки месторождений, путем составления оптимального плана продувок остановившихся эксплуатационных скважин в результате образования столба пластовой жидкости в стволе скважины.

Для оперативного управления УКПГ на месторождениях, находящихся на стадии падающей добычи, при обводнении скважин, особенно в тех случаях, когда в шлейф работают несколько скважин, важно знать: изменилось ли количество поступающей из скважины пластовой жидкости, изменился ли дебит скважины, работает или остановилась скважина (качественная оценка изменения расходных показателей). Поэтому в промысловых условиях для решения проблемы обеспечения процесса добычи на уровне скважины следует применять измерительные средства, которые не должны содержать в своем составе быстро разрушающиеся элементы, контактирующие с потоком. Выполнение измерений не должно быть связано с манипуляцией запорно-регулирующей арматурой, а также изменением режима работы скважины.

Внедрение средств оперативного контроля работы скважины, особенно на месторождениях, находящихся на завершающей стадии разработки (например, Оренбургском ГКМ), должно отвечать следующим требованиям: не приводить к серьезным изменениям существующих схем обвязки скважин и самой УКПГ, обеспечивать экономическую эффективность контроля и управления добычей газа на УКПГ, обеспечивать нормативные сроки окупаемости.

В диссертации представлены спроектированные и созданные системы оперативного управления скважинами, использующие результаты разработок математических моделей, вошедших в состав АСУТП УКПГ Оренбургского ГКМ, которое являлось базовым объектом при проведении исследовательских, экспериментальных и проектных работ.

В отечественной практике использование метода флуктуации для измерения высокоскоростных потоков из скважин легло в основу спектрометрического метода, заложенного в принцип работы измерительного комплекса «Поток», разработанного специалистами РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. В нем вычисление расхода фаз двухфазного потока производится по компонентам спектральной мощности флуктуации давлений, генерируемых измерительным преобразователем в потоке.

В методе соискателя для низкодебетных скважин использованы флуктуации давления, вызванные структурой двухфазного потока. При обводнении низко- и среднедебитных скважин в их стволе происходит формирование пробковых структур двухфазного потока. На рис. 1 приведены наиболее вероятные величины жидкостных снарядов, образовавшихся в вертикальном стволе скважин Оренбургского ГКМ в зависимости от расходных показателей (диаметр НКТ 4 дюйма).

Расчет приведен для широкого диапазона расходных показателей скважин. Величина жидкостного снаряда определяется дебитом скважины, диаметром НКТ и количеством выносимой жидкости. Поступая в шлейф, эти жидкостные снаряды могут частично разрушаться под действием турбулентных сил, продолжая свое движение до блока входных ниток УКПГ. Одновременно с этим происходит и последующее формирование снарядов, и их рост. Образованию снарядов способствуют флуктуация жидкостной пленки, неравномерность в скоростях движения жидкой и газовой фаз, а также рельеф прокладки самого шлейфа.

Рис. 1. Длина образовавшейся жидкостной пробки в стволе скважины

Фиксирование прохождения жидкостных снарядов в процессе движения газожидкостной смеси по промысловому шлейфу положено в основу предлагаемого соискателем метода оценки количества пластовой жидкости, поступающей из скважины, т. е. созданию системы оперативного контроля обводнения эксплуатационные скважин и их работы. Наиболее вероятную величину жидкостного снаряда, формируемого в скважине и на рассматриваемом участке шлейфа, можно определить как расчетными, так и инструментальными методами. К первым следует отнести сертифицированный программный комплекс Pipe Phase, позволяющий определять широкий спектр гидродинамических характеристик двухфазного потока, в том числе и наиболее вероятную величину жидкостного снаряда в зависимости от расходных показателей газожидкостной смеси и параметров шлейфа. На рис. 2, 3 представлены наиболее вероятные длины жидкостных снарядов в шлейфе для различных значений расхода газа.

При формировании жидкостных снарядов условно выделяются два этапа: этап роста жидкостных снарядов на начальном участке движения (здесь длина жидкостного снаряда практически пропорциональна пройденному расстоянию) и этап стабилизации длины газожидкостного снаряда, которая определяется в основном количеством жидкости и скоростью газа.

Рис. 2. Зависимость длины образовавшейся пробки от пройденного расстояния в трубопроводе (расход газа 50 тыс. м3 /cут)

Отечественные методики расчета гидродинамических характеристик газопровода указывают на то, что при расходах газа 50 тыс. м3/сут и выше в промысловых шлейфах Оренбургского ГКМ не должны формироваться жидкостные снаряды, а реализуется кольцевой режим течения. При реализации пробковой структуры в промысловом шлейфе прохождение через какое-либо сечение шлейфа жидкостного снаряда и газовой фазы должно характеризоваться изменением величины скоростного напора.

Рис. 3. Зависимость длины образовавшейся пробки от пройденного расстояния в трубопроводе (расход газа 100 тыс. м3 /cут)

Величина изменения этого напора Н при прохождении жидкой и газовой фаз может быть представлена следующим выражением:

где ж и г - плотности жидкой и газовой фаз, соответственно; Vсм - скорость газожидкостного потока в данном сечении; Кv - отношение средней скорости потока в данном сечении к скорости потока в точке измерения.

Значительное различие в величинах плотностей жидкой фазы, формирующей жидкостной снаряд, и газовой позволяет использовать различные типы расходомеров (например, усредняющие стержневые трубки типа ANNUBAR фирмы Dietrich Standart как наиболее чувствительные датчики) для фиксации прохождения жидкостных и газовых снарядов.

Измеряемое за время t количество жидкости, поступающее из скважины по шлейфу на блок входных ниток УКПГ, будет соответствовать выражению:

где - коэффициент преобразования усредняющей трубки; F - площадь сечения трубопровода, в котором размещена усредняющая трубка; Lрасч. - расчётная длина жидкостного снаряда; время прохождения жидкостного снаряда через усредняющую трубку; n - число снарядов, выдаваемое трубкой при прохождении жидкостного снаряда; К - коэффициент, учитывающий содержание жидкости, двигающейся вне тела снаряда.

В ходе промысловых исследований проведено изучение:

соотношения расчетной и фактической длины жидкостного снаряда;

возможности размыва жидкостного снаряда при работе двух скважин в один шлейф, когда расходные показатели одной скважины формируют пробковую структуру течения двухфазного течения, а другой - кольцевую структуру.

В диссертации представлены методика и результаты промысловых исследований, которые показывают, что:

длины жидкостных снарядов в конце шлейфа, определяемые по пачкообразному поступлению пластовой жидкости в контрольный сепаратор, близки к расчетным величинам длин жидкостных снарядов; расхождение между ними составляло не более 15 %;

при работе двух скважин в один шлейф (структура двухфазного потока одной скважины кольцевая, другой - пробковая) не наблюдалось размыва жидкостных снарядов, хотя результаты гидродинамических расчетов указывали на кольцевую структуру течения двухфазного потока в конце шлейфа.

Движение жидкостных снарядов можно использовать для определения скорости движения газожидкостного потока и, соответственно, расхода. Для этого на известном расстоянии устанавливаются последовательно два идентичных датчика измерения импульса давления. После этого по времени задержки сигнала от датчиков определяется скорость движения газожидкостного снаряда, соответствующая скорости движения газожидкостной смеси. Объемное газосодержание смеси, движущейся между двумя жидкостными снарядами, близко к единице, и условно можно принять ее за газовую фазу, измерение которой может представлять собой оперативный контроль расхода газа по шлейфу. Таким образом, предложенный метод позволяет осуществить оперативный контроль расхода транспортируемой по шлейфу двухфазной смеси и динамики изменения поступления жидкой и газовой фаз из скважин.

Особенность с позиции оперативного управления эксплуатацией месторождения, находящегося на завершающей стадии разработки, состоит в том, что добывающие скважины работают в режиме саморегулирования, т. е. их дебит определяется давлением на блоке входных ниток УКПГ. Выполнение плановых показателей по добыче газа при работе скважин в режиме саморегулирования не позволяет изменять их дебит и требует обеспечения максимального коэффициента эксплуатации скважин. Остановка эксплуатационные скважин в этих условиях происходит в результате накопления пластовой жидкости, создающей противодавление на продуктивный пласт. Поэтому, если не учитывать необходимость проведения капитального ремонта скважин, то мероприятия, позволяющие быстро восстановить работу добывающей скважины, сводятся к продувке ее ствола от накопившейся жидкости.

При остановке нескольких эксплуатационные скважин возникает задача определения очередности проведения их продувок, которая позволила бы обеспечить получение максимального отбора газа за время восстановления их работы при существующих возможностях соответствующих служб УКПГ. Разработка оптимальных планов продувок остановившихся эксплуатационные скважин является основой системы оперативного управления процессом добычи газа на газовых и газоконденсатных месторождениях.

Для математической записи задачи вводятся неизвестные xi (i = 1,2, …, n), где хi = 1, если продувается i-я скважина; хi = 0, если i-я скважина не продувается.

Задача формируется следующим образом. Найти максимум функции F

при следующих условиях

Функция F означает, что из n скважин, которые требуют продувки, в зависимости от имеющегося резерва времени у бригады по текущему ремонту Т, необходимо выбрать для продувки те скважины, которые дадут максимальный суммарный отбор. В реальных условиях для составления оптимального плана продувок остановившихся эксплуатационные скважин на УКПГ формируется база данных с информацией о максимальном дебите скважины после продувки, времени работы между очередными ее остановками, расстоянии в километрах от скважины до УКПГ и нормативном расходе топлива. Задача составления оптимального плана продувок остановившихся скважин решается как целочисленная задача линейного программирования.

Вводимая в базу данных (БД) информация основана на результатах проводимых промысловых исследований низкодебитных скважин. Расширение БД производится по мере перехода среднедебитных в разряд низкодебитных. Остановка эксплуатационные скважин, вызванная накоплением пластовой жидкости в ее стволе, а также изменение количества жидкости, поступающей по шлейфу на УКПГ, фиксируется системой оперативного контроля работы скважины, основанной на регистрации поступающих жидкостных снарядов. Задача составления оптимального плана продувок остановившихся скважин решается как целочисленная задача линейного программирования.

Были решены также следующие задачи для Оренбургского промысла в составе АСУ ГДП:

оптимальное планирование геолого технических мероприятий как задачи календарного планирования (в дальнейшем все сводится к задаче целочисленного линейного программирования);

планирование планово предупредительных ремонтов технологического оборудования УКПГ (при этом учитывается минимизация потерь газа по группам скважин);

определение оптимального количества ресурсов для ремонтно эксплуатационного обслуживания (минимизация совокупных потерь от организационных простоев скважин, содержания и перемещения необходимого количества ремонтных бригад и спецоборудования).

Совместное функционирование системы оперативного контроля работы скважин, оптимального плана продувок остановившихся скважин и регулирование подачи комплексного ингибитора гидратообразования и коррозии на устье скважин составляют основу системы оперативного управления технологическим процессом добычи газа и конденсата. Эта система заложена в проектные решения по реконструкции существующих систем управления УКПГ Оренбургского ГДП, которая была начата с УКПГ2 и УКПГ7.

В третьей главе рассмотрены некоторые проблемы, возникающие при проектировании и эксплуатации месторождений. В проектировании и управлении разработкой месторождения реализуется структурно функциональный подход к сложной системе, при котором решаются две основные задачи:

прямая синтез системы на основе заданной функции, проходящей такие стадии, как проектирование и создание системы (включая ее развитие при уточнении и дополнении целей системы);

обратная - анализ структуры с целью усовершенствования функционирования (управления процессом разработки).

Средством эффективного решения первой задачи является автоматизированное проектирование, второй автоматизированное управление разработкой газового месторождения.

При функционировании системы автоматизированного проектирования управления разработкой месторождений используются прогнозирующие модели различной сложности: от самых простых, в начале процесса разработки, до очень сложных - на более поздних стадиях.

В условиях недостаточности информации при составлении проекта опытно промышленной эксплуатации, естественно, могут использоваться только прогнозные модели и модели оценки альтернатив. Большинство предположений о состоянии в будущем пластовой фильтрационной системы (проектные показатели), полученных по этим моделям, хотя и выдаются в детерминированной форме, в действительности являются весьма приблизительными точечными оценками. При каждом последующем перепроектировании процесса разработки газового месторождения (проект разработки, корректировки к проекту, проект доразработки и т. п.) прогнозирование осуществляется на основе постоянно расширяющихся объемов информации и может проводиться с использованием более сложных моделей, предсказывающих состояние процесса с большей детализацией. Основу информации составляет банк геолого-промысловых данных.

Внедрение АСУТП разработки месторождения предполагает обязательную работу с каждой отдельной скважиной, накопление по ней в банке данных всей необходимой информации, непрерывное пополнение результатами непосредственных измерений, расчетными данными прогноза по ограничению ее дебита. Предполагается разработка человеко машинных процедур по ранжированию всех скважин месторождения одновременно по нескольким показателям (максимальным дебитам, вероятности обводнения, состояния подземного оборудования и др.) с целью использования ранжирования в экстремальных ситуациях (кратковременное увеличение отбора из месторождения и отдельных зон УКПГ, выход из строя части промыслового оборудования), а также при разработке эффективных режимов работы скважин для квартальных планов.

При эксплуатации месторождения большое практическое значение имеет знание механизма обводнения эксплуатационные скважин. От достоверности прогноза обводнения зависят экономическая оценка увеличивающихся будущих затрат на добычу газа и оценка коэффициента газоотдачи месторождения. Решение этих вопросов входит в сферу управления эксплуатацией месторождения, ибо приходится реализовать такие геолого технические мероприятия, которые нейтрализовали бы приток пластовых вод. Выбор технологии предотвращения водопритока определяется знанием механизма обводнения добывающей скважины.

В связи с этим соискателем совместно с Ю.Н. Васильевым, Н.А. Гафаровым, В.М. Черновым для Оренбургского ГКМ был уточнен механизм, позволяющий прогнозировать темп нарастания содержания пластовой воды в продукции скважин, обводняющихся подошвенной водой в зависимости от пластового давления в водоносном бассейне вблизи поверхности первоначального газоводяного контакта. При раскрытии механизма процесса важно не только учесть как можно больше факторов, определяющих этот процесс, сколько выделить из них те, от которых в основном зависят течение и результаты обводнения.

При уточнении механизма поступления подошвенной воды в залежь были проанализированы влияния таких факторов, как сжимаемость воды и породы, выделение в свободное состояние газа, растворенного в пластовых водах. Следует отметить, что в практике проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений упускается из вида влияние последнего фактора, который, особенно на завершающей стадии разработки, может доминировать над всеми остальными. Учитывая изменение общего коэффициента сжимаемости породы и воды с выделившимся газом, среднюю пористость, величину разности между начальной и остаточной газонасыщенностью, было выявлено, что на момент прекращения разработки Оренбургского ГКМ подъем газоводяного контакта будет не менее 30 м. В настоящее время этот общий подъем не превышает 15 м. Следовательно, обводнение скважин Оренбургского ГКМ происходит не по причине общего подъема газоводяного контакта, а вследствие подтягивания воды по трещинам, ориентированным близко к вертикальным.

В разработанной модели дебит пластовой жидкости, поступающей в эксплуатационную скважину, является функцией дебита газа, расстояния от газоводяного контакта до забоя скважины, пластового и забойного давлений, давления вблизи поверхности газоводяного контакта.

В пользу доказательства преимущественно вертикального подтягивания пластовой воды по трещинам свидетельствует отсутствие пластовой воды в эксплуатационные скважинах, расположенных среди обводненных, и обводненных - среди скважин, в продукции которых пластовая вода отсутствует. Наибольшее число трещин, близких по ориентации к вертикальным, в процессе образования антиклинальной складки должно было образоваться в ее осевой части, поэтому обводнение должно начинаться не с периферийных скважин, а со скважин, расположенных в центральной осевой зоне месторождений, что фактически и наблюдается на Оренбургском месторождении. Первыми стали обводняться скважины, удаленные на 5,5 - 7,5 км от контура газоносности, что вначале было ошибочно объяснено образованием конусов подошвенной воды при больших депрессиях на пласт. Разумеется, при низкой проницаемости матриц продуктивного коллектора таких высоких конусов не должно быть.

Вертикальное подтягивание пластовой воды к забоям эксплуатационные скважин не исключает последующего растекания части этой воды вдоль напластования, особенно по высокопроницаемым пропласткам. Однако процесс растекания по напластованию носит подчиненный характер. Обязательная капиллярная пропитка пород подтягиваемой водой вокруг призабойных зон скважин полностью исключает возможность определения методами нейтронного каротажа фактического общего подъема газоводяного контакта в процессе разработки месторождения.

Учитывая что, определение положения газоводяного контакта геофизическими методами не представляется возможным и исходя из изложенного выше механизма подтягивания пластовой воды по трещинам, имеющим ориентацию, близкую к вертикальной, можно сделать следующий вывод. Даже если в некоторой зоне обводнены все скважины, то это ни в коем случае не означает полного обводнения всех эксплуатационных скважин. Убедительным подтверждением этого вывода является отсутствие заметной компенсации объема внедряющейся в продуктивную часть пластовой воды в процессе падения пластового давления. Изложенный выше механизм обводнения эксплуатационные скважин определяет стратегию управления их эксплуатацией на завершающей стадии разработки месторождения. Обводнение каждой скважины в первую очередь зависит от трещиноватости продуктивной породы в той зоне, где она расположена, от ее депрессии и от общего, относительно небольшого, подъема газоводяного контакта. Поэтому устанавливать технологический режим каждой эксплуатационной скважины можно исходя из ее индивидуальных характеристик (дебита и количества пластовой воды в продукции скважины в зависимости от её устьевого давления). При таких зависимостях по скважинам можно разработать конкретные геолого-технические мероприятия по эксплуатации скважин, работающих с пластовой водой (продувка на факел, применение газлифта, летающих клапанов и другие мероприятия). В результате определяется и реализуется оптимальный режим эксплуатации месторождения, в качестве критерия принимается максимум суммарно возможного отбора по всем скважинам месторождения.

Вышеприведенный подход может составлять методологическую основу разработки систем оперативного управления для других месторождений.

В четвертой главе рассмотрены проблемы автоматизации проектирования и внедрения систем управления подземными хранилищами газа: их характеристики, построение и структура на примере крупнейшего в России и Европе Северо-Ставропольского ПХГ. Хотя многие из характеристик предприятий ПХГ соответствуют характеристикам ГДП, имеются и отличительные особенности:

скоротечность процессов в продуктивной залежи ПХГ, которые происходят в течение нескольких месяцев. На ПХГ в течение нескольких дней отбор газа может изменяться от максимального до нуля. Практически на ПХГ процессы, происходящие в пласте, являются неустановившимися;

более густая сетка скважин для улучшения дренирования продуктивного пласта и обеспечения эффективности извлечения закачанного газа и контроля эксплуатации ПХГ;

объемы хранимого газа в ПХГ значительно меньше первоначальных запасов газа тех месторождений, в которых создаются ПХГ;

цикличность процессов закачка/отбор газа из пласта обусловливает изменение направления потока газа в продуктивной залежи, которое вызывает частичное разрушение коллектора. Разрушение усиливается с появлением пластовой воды, которое наблюдается в циклах отбора (на ПХГ, работающих при упругом водонапорном режиме), а также на скважинах, расположенных в районе газоводяного контакта. Разрушение коллектора сопровождается выносом породы в призабойную зону скважины и приводит к ее кольматации, образованию пробок в стволе скважины, снижению их производительности вплоть до остановки, износу промыслового оборудования;

высокая проницаемость пластов, в которых создаются ПХГ.

Необходимость автоматизации проектирования и управления ПХГ обусловлена скоротечностью процессов в продуктивной части пласта, их неустановившимся характером и цикличностью процессов. При этом акцент должен быть направлен на контроль состояния фонда эксплуатационных скважин и оперативное управление фильтрационными процессами в продуктивной залежи ПХГ. Оперативное управление позволяет принимать своевременные решения по воздействию на продуктивный пласт, реализовать обоснованную стратегию закачки и отбора газа из залежи, что составляет основу рациональной эксплуатации ПХГ.

Управление ПХГ имеет двухуровневую структуру. На верхнем уровне осуществляются стратегическое управление ресурсами и управление административно хозяйственной деятельностью. На нижнем уровне - автоматизированное управление технологическими процессами отдельных установок и газораспределительными пунктами (ГРП). Одним из важных звеньев является автоматизированное рабочее место (АРМ) геолога, где концентрируется основная геологическая и технологическая информация по фонду эксплуатационных скважин, текущим объемам хранящего газа в продуктивной залежи и ее отдельным зонам. Из функциональной схемы (рис. 4) видно, что основным и первичным источником информации по отдельным зонам продуктивного пласта хранилища газа являются АСУТП ГРП. На основе информационных баз АСУТП отдельных ГРП в последующем и формируется представление о характере состояния продуктивной залежи ПХГ, реализуются мероприятия по воздействию на процесс эксплуатации.

Рис.4. Функциональная схема автоматизированного управления

продуктивными пластами ПХГ

В настоящее время на нижнем уровне управления решаются задачи только автоматизированного управления технологическими процессами наземных объектов ПХГ: ГРП и объектов, расположенных на производственных площадках ДКС. Значительное количество систем управления технологическими процессами ГРП, представленных щитовыми системами, заменяются на АСУТП. При этом, несмотря на высокий уровень используемых программно вычислительных средств, функции АСУТП в основном дублируют функции щитовых систем и обеспечивают: измерение и регулирование параметров, аварийную защиту оборудования, переключение скважин на замерные сепараторы, архивирование расходных показателей по скважинам и ГРП в целом. Переключение скважин на замерные сепараторы является обязательным требованием эксплуатации и осуществляется системой контроля и управления работой запорными пневмоприводными кранами. Характеристики отечественных применяемых для этой цели систем позволяют только частично реализовать функции контроля и управления кранами и при значительном количестве подключенных скважин. Поэтому по идее соискателя была разработана система управления МБУ «Кран-2», в котором устранены недостатки, присущие тем или иным отечественным аналогам.

На основе проведенного анализа было показано, что в составе разрабатываемой АСУТП Северо-Ставропольского ПХГ должны решаться следующие задачи: оперативная параметризация (результаты расчета) устьевых, забойных и пластовых давлений; ведение непрерывного автоматизированного мониторинга запасов газа в ПХГ; контроль герметичности ПХГ; контроль состояния фонда эксплуатационных скважин (изменение продуктивности скважин от цикла к циклу, в связи с кольматацией призабойной зоны, оценки изменений коэффициентов фильтрационного сопротивления, обводнения эксплуатационные скважин); контроль положения газоводяного контакта; оперативный контроль и управление процессами закачки и отбора газа из продуктивной залежи; построение моделей 2D и 3D для визуализации параметров и процессов, происходящих в продуктивной залежи.

Необходимость оперативной параметризации эксплуатационного фонда скважин ГРП расчетными методами обусловлена такими факторами, как значительное количество подключенных скважин (достигающее 60 ед.), скоротечностью периодов отбора закачки газа в пласт, и отсутствием возможности охватить фонд инструментальными измерениями.

Своевременное принятие решений по отбору газа из эксплуатационные скважин при их обводнении возможно при использовании разработанного соискателем метода контроля обводнений скважины и положения газоводяного контакта. Этот метод позволяет: оперативно диагностировать характер обводнений (подтягивание газоводяного контакта к забою скважины или поступление воды по образовавшимся вертикальным трещинам разрушенного цементного камня); определить депрессии в скважине и расстояния от нижних перфорационных отверстий до положения газоводяного контакта; дать количественную оценку изменений отношения дебита воды к дебиту скважины при переменных депрессиях и фиксированном расстоянии до ГВК, а также ряд других вопросов.

Опуская теоретические выкладки описания механизма подъёма жидкости по вертикальным трещинам цементного камня (более подробно математический аппарат приведен в диссертации), расстояние L от положения текущего ГВК до нижних отверстий перфорации обсадной колонны определяется выражением:

где q1 и q2 - дебиты пластовой воды при соответствующих депрессиях давления на пласт ?p1 и ?p2; с - плотность пластовой жидкости; g - ускорение свободного падения.

Диагностика характера обводнения скважины определяется количественной оценкой поступления пластовой жидкости в скважину в зависимости от депрессии. Следует отметить, что полученные результаты имеют практическое значение для эксплуатации скважин водоплавающих залежей.

...