Теория и практика проектирования систем управления объектами газовой отрасли

Изложенные выше теоретические выкладки о механизме обводнения эксплуатационных скважин по трещинам разрушенного цементного кольца имеют практическое значение как для эксплуатации скважин водоплавающих залежей на завершающей стадии их разработки, так и для скважин ПХГ, созданных в обводнившихся залежах, подстилаемых подошвенной водой. К указанному типу относится Северо Ставропольское ПХГ (зеленая свита), созданное в пластах полностью обводнившейся пластовой сводовой залежи плавающего типа с активным упруговодонапорным режимом.

Предположение о притоке пластовых вод к газовым скважинам по трещинам приводится в работе сотрудников ООО «Кавказтрансгаз» С.А. Варягова, Н.К. Никитина, В.В. Зиновьева, Г.Н. Рубана, Н.В. Ереминой «Оценка водопритоков к газовым скважинам Северо Ставропольского ПХГ зеленая свита»: «Обводнению способствует процесс перетекания по заколонному пространству ряда скважин, вызванный разрушением резино - цементной крепи. Под подземное хранилище используется только верхний пласт, промежуточный пласт выступает как буфер, сдерживающий поступление воды к забоям скважин».

В тот же завершающий период разработки месторождения или конец отбора газа из ПХГ возрастает вероятность обводнения скважин пластовой водой в результате приближения газоводяного контакта и газоводяного контура к забою скважин. Суммарное количество пластовой и конденсационной воды в этот период, выносимое добывающими скважинами на месторождении или ПХГ, многократно возрастает по сравнению с начальным периодом разработки или началом отбора газа. При этом возникает задача расчета условий полного или частичного выноса смеси пластовой и конденсационной воды из каждой скважины. Если скорости и давление в скважине не обеспечивают полного выноса воды, то вода начинает накапливаться на забое скважины, увеличивая сопротивление движению газа и снижая дебит скважины вплоть до ее остановки. Поэтому дальнейшие исследования причин обводнения скважин целесообразно начинать с изучения герметичности цементажа по всем эксплуатационным скважинам.

Таким образом, исследование механизма подъема жидкости по заколонному пространству скважины имеет большое практическое значение при эксплуатации скважин в период отбора газа из ПХГ, а реализация задач, предложенных для включения в АСУТП ГРП и АРМ геолога, позволяет обеспечить стратегию рациональной закачки и отбора газа.

В пятой главе приведены спроектированные и внедренные системы управления объектами переработки газа и конденсата с использованием разработанных математических моделей технологических процессов.

Технологические, организационные и территориальные особенности значительного числа действующих газоперерабатывающих предприятий позволяют выделить их в отдельный класс объектов управления, для которых характерны: непрерывность технологического процесса; многостадийность технологических процессов и вызванные этим трудности создания адекватной математической модели вследствие высокой размерности задачи управления; высокая мощность по переработке сырья; несколько видов выпускаемой товарной продукции; неизменность номенклатуры выпускаемой товарной продукции в достаточно большом временном интервале; большое число территориально рассредоточенных установок, резервуарных парков и объектов общезаводского хозяйства; наличие «жестких» связей отсутствие промежуточных запасов продуктов между установками, что затрудняет варьирование нагрузок на установки по объемам сырья.

Технологическая структура ГПЗ лучевая: продукты головного процесса первичной переработки природного газа или конденсата являются сырьем для всех последующих направлений (лучей) переработки полуфабрикатов. Характер технологических процессов непрерывный или непрерывно-дискретный. Специфика технологической структуры обусловливает значительное влияние одного процесса на другой и трудности их координации по материальным и энергетическим потокам.

Как показал анализ работы действующих ГПЗ, для более эффективного управления процессами необходимо применять критерий минимизации потерь газа при его переработке с соблюдением ограничений по количеству перерабатываемого сырого газа и некоторым показателям качества готовой продукции. Математической моделью для этого критерия служит модель материального баланса газоперерабатывающего производства. Поскольку структура ГПЗ является сложной, модель получается довольно громоздкой, так как при этом необходимо учитывать все материальные балансы установок. В ряде случаев возможна декомпозиция. Тогда задача синтеза параметров эксплуатации решается декомпозицией общей модели на ряд частных взаимосвязанных моделей, позволяющих определять оптимальные или рациональные значения управляемых переменных в зависимости от выбранных критериев оптимизации, заданных ограничений и надежностных показателей элементов системы управления.

На ГПЗ установка это организационно технологическая единица предприятия. Она представляет собой технологический комплекс, содержащий несколько основных и вспомогательных аппаратов, теплообменники, нагревательные печи, насосное оборудование, компрессоры и т. д. Многомерность объекта управления и взаимосвязанность каналов передачи воздействия в нем, определяемые материальными и тепловыми потоками между аппаратами установки, усложняет задачу управления и ужесточает требования к соблюдению режима. Важнейшими выходными переменными установки являются показатели количества и качества получаемых продуктов.

В структуре АСУТП переработки газа и конденсата отчетливо выделяются два уровня управления: верхний (подразделения предприятий) и нижний (установки основного и вспомогательного производственного назначения).

На верхнем уровне на основе плановых заданий и анализа текущего состояния режимов работы объектов основного производственного назначения и объектов энергообеспечения выполняются: контроль соблюдения заданных планов производства, расчеты и выработка директивы по изменению планов, директивное управление технологическими объектами при возникновении нештатных ситуаций, контроль работоспособности эксплуатируемых систем управления и оперативное принятие мер по устранению неисправностей, контроль экологического состояния атмосферы в рабочей и санитарной зонах предприятия, контроль и директивное управление энергообеспечением производственных объектов.

На нижнем уровне на основании режимных заданий осуществляются контроль и управление технологическими процессами, контроль состояния КИП и технологического оборудования и систем автоматики.

На некоторых действующих установках управление технологическими процессами осуществляется ещё щитовыми системами. Объясняется это тем, что все действующие предприятия переработки были введены в эксплуатацию давно, когда управление технологическими процессами велось только щитовыми системами, а реконструкция и модернизация устаревших систем были связаны со значительными капитальными вложениями. Выходом из сложившейся ситуации являются последовательная поэтапная модернизация и реконструкция систем управления. При расширении и модернизации заводов, а также замене щитовых систем управления на первом этапе проектирования предусматриваются АСУТП, включающие в себя современные программно вычислительные комплексы, выполняющие с позиции управления технологическим процессом информационно регулирующие функции. На втором этапе, на этапе функционирования АСУТП, на действующем оборудовании проводятся промышленные эксперименты с целью получения данных для построения моделей оперативного управления технологическими процессами. При реконструкции объектов сначала надо получить математические модели процессов, а затем их включить в проектируемую АСУТП. И на третьем этапе - интеграция моделей в действующие АСУТП.

Объектом газопереработки, на котором впервые появились вычислительные комплексы, являлся Оренбургский ГПЗ. Основное назначение завода - подготовка сернистого природного газа (и конденсата) к транспортировке, путем очистки газа от сероводорода, и утилизация последнего в серу. Управление технологическими установками этого завода осуществлялось щитовыми системами с интегрированными в них программно вычислительными комплексами, которые подлежали дальнейшему расширению и модернизации. Установленные вычислительные комплексы решали только задачи материального баланса установок и цехов, поэтому перед соискателем руководством завода были поставлены задачи использования вычислительных комплексов для улучшения эффективности систем оперативного управления технологическими процессами и учета готовой продукции. В основу управления должны быть положены модели, позволяющие прогнозировать при изменении режима, происходящего под воздействием различных факторов, значения выходных параметров процесса и осуществляющие выбор рационального режима. Такими технологическими процессами являлись очистка природного газа, регенерация абсорбента, осушка газа от влаги, утилизация сероводорода с получением товарной серы по методу Клауса.

Физическое моделирование было осуществлено на технологических установках Оренбургского ГПЗ, оборудование которых отличалось крупнотоннажностью по сравнению с отечественным аналогами. Промышленные эксперименты проводились по всему диапазону возможных рабочих нагрузок. Полученные данные являлись исходным материалом для разработанных моделей оперативного управления процессами.

В ходе проведенных промышленных экспериментов на установке очистки газа от сероводорода выявлено количественное влияние: концентрации диэтаноламина (ДЭА) в его регенерируемом растворе и различных значений его удельных расходов на содержание сероводорода в очищенном газе; содержания сероводорода и двуокиси в сыром газе на очистку; температуры верха абсорбера и соотношения ДЭА/газ на содержание сероводорода в очищенном газе.

Выявленную количественную оценку возрастания сероводорода в очищенном газе от увеличения расхода газа, а также от увеличения расхода раствора ДЭА оказалось невозможно было предусмотреть при использовании расчетных методов. Причиной возрастания содержания сероводорода от увеличения расхода раствора ДЭА являлось возникновение в абсорбере различных гидродинамических режимов. При малых приведенных скоростях газовая струя на некотором расстоянии от места истечения из за сопротивления жидкости разрушается и переходит в поток пузырьков, образующих газожидкостный слой. При наличии в жидкости даже небольшой примеси поверхностно-активных веществ стабильность пены значительно повышается, что приводит к увеличению перепада давления по колонне, а при расходах, начиная с 350 тыс. м3/ч и выше к ухудшению очистки газа. Зависимость степени очистки газа от расхода газа через абсорбер и удельного расхода ДЭА представлена на рис. 5.

Это обстоятельство указывало на переход в область режима газовых струй и брызг. Происходило изменение структуры пены: длина газовых факелов увеличивалась, и они выходили на поверхность слоя, что приводило к разрушению ячеистой пены и превращению ее в систему, состоящую из относительно крупных брызг и выбрасываемых газом струй. Подобное явление обусловливало уменьшение площади контакта газовой и жидкой фаз и, как следствие, ухудшение очистки.

Рис. 5. Содержание H2S в очищенном газе при температуре верха абсорбера 56 С в зависимости от расхода газа(1250; 2300; 3350 тыс. м3/ч)

Полученные зависимости являлись исходным материалом для составления математической модели процесса очистки газа от сероводорода:

yгвых = f(yгвх , L/Qг, Qг, Tв); Ly = f(yгвх , Qг),

где yгвых , yгвх - содержание сероводорода в очищенном и сыром газе, соответственно; L, Ly - текущее и расчетное значения расхода ДЭА через абсорбер; Тв - температура верха абсорбера; Qг - расход сырого газа через абсорбер.

Управление установками сероочистки по такой модели повысило экономическую эффективность технологического процесса очистки и позволило значительно сократить расход пара на регенерацию и потери ДЭА, а также улучшило работу установок получения серы по методу Клауса.

Анализируя технологический процесс узла регенерации насыщенного раствора амина, можно было сделать следующие выводы.

Увеличение расхода газа в абсорбере приводило одновременно к увеличению расхода раствора ДЭА, который определял величину содержания сероводорода в регенерированном растворе при данной температуре низа колонны регенерации. В процессе проведения промышленных исследований были получены зависимости, отражающие изменение концентрации сероводорода в регенерированном растворе в зависимости от температуры низа десорбера и нагрузки по насыщенному раствору.

Анализ полученных данных выявил, что расчетные значения расхода тепла были занижены на 7,5 % относительно фактических на всем диапазоне исследуемых нагрузок. Это обстоятельство послужило основанием внести коррективы в расчетные методы. Влияние нагрузки в десорбере на величину содержания H2S в регенерированном растворе объяснялось изменением профиля температур по высоте отгонной колонны в зависимости от нагрузки по раствору ДЭА. Увеличение концентрации H2S в регенерированном растворе ДЭА вызывало повышение его парциального давления над раствором, что в конечном результате приводило к ухудшению качества очищенного газа. Эти зависимости позволили создать модель оперативного управления процессами очистки газа от сероводорода и регенерации насыщенного раствора ДЭА и использовать её в математическом обеспечении проекта АСУТП Оренбургского ГПЗ.

Применение вышеприведенных моделей на практике дали возможность оперативному персоналу установки очистки газа выбрать рациональный технологический режим при изменениях расходных показателей по сырому газу и температурных режимов в аппаратах.

В условиях ГПЗ увеличение рентабельности достигается за счёт минимизации затрат, зависящих от технологического решения. Если затраты рассмотреть применительно к функционированию установки осушки газа, то к ним следует отнести: потери моноэтиленгликоля (МЭГа), используемого в качестве ингибитора гидратообразования, в различных узлах технологической схемы установки; расход пара на генерацию насыщенного раствора МЭГа. Основные потери МЭГа возникают в результате уноса его осушенным газом и могут быть сокращены в результате снижения подачи МЭГа в установку осушки (осушка газа осуществляется за счет его охлаждения до температуры -10 … -15 С в пропановых холодильниках).

При существующей технологической схеме ГПЗ для разрабатываемой модели оперативного управления и прогнозирования значений параметров процесса приходилось выявлять: изменение температуры гидратообразования от изменения давления в установке; влияние раствора ДЭА, уносимого из установки очистки, на равновесную температуру гидратообразования в системе газ раствор МЭГа; интенсивность накопления ДЭА в растворе МЭГа; влияние изменения структуры двухфазного потока на процесс гидратообразования в трубках пропанового испарителя, через которые проходит поток; а также определять расходные показатели, при которых происходит изменение структуры двухфазного потока.

Исходя из результатов исследований определена минимально допустимая концентрация раствора МЭГа (% мас.), необходимая для предотвращения гидратообразования в установке осушки, с учетом вышеприведенных факторов. Минимально допустимая концентрация раствора МЭГа в общем виде представляет функцию:

С2 = f(C1, tпр, CДЭА, , p),

где С1 - концентрация регенерированного раствора МЭГа; tnp - температура газа в пропановом холодильнике; СДЭА - концентрация ДЭА в растворе МЭГа; СДЭА = СДЭА+0,0113 , где СДЭА - начальная концентрация ДЭА в растворе МЭГа; время отсчета накопления; p - давление газа в пропановом холодильнике.

В связи с тем что сокращение подачи гликоля, впрыскиваемого в поток газа, неразрывно связано с диапазоном восстановления концентрации насыщенного раствора МЭГа, был проведён анализ работы десорбера на основе данных, полученных расчётным методом, и результатов эксплуатации. Определялся диапазон восстановления концентрации насыщенного раствора МЭГа в зависимости от его концентрации и количества на входе, температурного режима десорбера, который оказался незначительным. Поэтому были предложены изменения в обвязке узла, позволяющие осуществлять регенерацию низких концентраций раствора МЭГа. Эти изменения по обвязке узла регенерации для обеспечения минимального количества МЭГа, впрыскиваемого в поток газа, могут быть типовыми для установок осушки с использованием холода на газоперерабатывающих и головных сооружениях промыслов. По результатам проведённых исследований составлена модель технологического процесса, использование которой позволило сократить потери МЭГа и энергоресурсов. Была получена экономия 150 тыс. руб. в год (в период 1977 - 1984 гг.) только для I очереди Оренбургского ГПЗ (всего их три). Модель реализована в составе задачи «Оптимальное управление процессом осушки природного газа АСУТП Оренбургского ГПЗ».

Сложность переработки газов, содержащих сернистые соединения, и, тем более, производство элементной серы по методу Клауса заключались в том, что ведение технологических процессов происходило не в оптимальном режиме. Это приводило к неполной конверсии сероводорода в элементную серу и увеличению количества вредных серосодержащих примесей в отходящих газах, выбрасываемых в атмосферу.

Процесс получения серы подразделяется на две зоны: высокотемпературную и низкотемпературную. В высокотемпературной зоне происходит сжигание сероводорода с выходом серы до 80 % ее потенциального содержания. В низкотемпературной в присутствии катализатора протекают реакции образования серы из различных соединений, образовавшихся в высокотемпературной зоне.

На эффективность работы процесса влияют следующие факторы: правильно выбранный температурный режим, активность катализатора, оптимальное соотношение между сероводородом и диоксидом серы. Вопрос об оптимальном соотношении между сероводородом и диоксидом серы на каталитических ступенях Клауса, несмотря на множество исследований в этой области, не являлся решенным. Большинство специалистов зарубежных технологических и приборостроительных фирм утверждали, что оптимальное соотношение между H2S и SO2 составляет 2:1. Даже основоположник этого процесса Х. Фишер и специалисты фирмы «Эльф-Акитен» (Франция) считали, что это соотношение является const (2:1). Но это оказалось неверным.

Для большинства отечественных заводов управление процессом получения серы по методу Клауса в основном характеризуется применением систем автоматической стабилизации. Режим устанавливается оператором вручную по данным лабораторных анализов о составах поступающего и отходящего газов и некоторым технологическим ориентирам: наличию и цвету дыма в трубе, цвету пламени в топках котла утилизатора и т. д. Соискатель совместно с Н.И. Дудкиным экспериментально (исследование были проведены на промышленных установках I и II очереди Оренбургского ГПЗ) доказали, что соотношение между H2S и SO2 , равное двум, не является постоянным и определяется старением катализаторов. В зависимости от старения катализатора величина соотношении может изменяться от 2,0 до 2,8. Изучив экспериментальные данные работы установок, был сделан вывод, что основное внимание при синтезе системы оптимизации процесса получения серы должно было уделяться определению динамических параметров системы, обеспечивающих минимальное время переходных процессов и незначительное перерегулирование. Учитывая то, что процесс получения серы как объект управления мало изучен, а теоретические сведения о кинетике процесса на реальных установках в промышленных условиях отсутствовали, для построения математической модели рациональным является подход, при котором объект рассматривался как «черный ящик». В этом случае модель представлялась уравнением, связывающим основные входные параметры процесса с выходными. На этом принципе были разработаны математическая модель и алгоритм управления процессом. В качестве критерия управления использовалась минимизация математического ожидания суммы сернистых соединений в отходящих газах. Эти разработки вошли в состав системы оптимизации (рис. 6), внедренной на Оренбургском ГПЗ, которая позволила увеличить выход серы с установки на 0,5 % (авторское свидетельство № 1364605 от 08.09.1987 г.).

Разработанная система относится к классу самонастраивающих экстремальных систем с эталонной моделью, параметры которой непрерывно корректируются по алгоритму вторичной оптимизации, что и отличает ее от уже известных систем процесса Клауса.

Рис.6. Принципиальная схема системы оптимизации процесса Клауса:

QB1 - расход воздуха; г1 - соотношение между QB1 и QКГ на входе в установку; г2 - соотношение между QТП и QКГ на входе в топку подогревателя первой ступени; Дг1 - величина коррекции по г1; Дг2 - величина коррекции по г2; Q - количество H2S в кислом газе; Q - количество углеводородов в пересчете на метан в кислом газе; QТП - расход воздуха в топку подогревателя; з - степень конверсии; г - коэффициент коррекции модели, по физическому сигналу соответствующей стехиометрическому коэффициенту расхода воздуха на сжатие H2S (он может изменяться в пределах 2,04 - 2,76); Y - вектор управляемых параметров объекта; ДR - величина коррекции по RM; RM - измеренное значение соотношения между H2S и SO2 в отходящих газах; R0 -теоретическое оптимальное значение соотношения между H2S и SO2, равное 2,0.

Наличие вычислительного комплекса на Оренбургского ГПЗ позволило усовершенствовать систему учета широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) одного из видов готовой продукции завода. Усовершенствование системы учета связано с тем, что измерение расхода сжиженных газов, которыми представлена ШФЛУ, имеет свои особенности, обусловленные широким диапазоном изменения плотности в зависимости от термодинамических условий и большим содержанием пропан бутановой фракции от 80 до 95 % мас. Величина разбаланса определялась алгоритмом расчета, согласно которому плотность ШФЛУ рассчитывалась на основе правила аддитивности по известному составу с использованием значений плотностей соответствующих компонентов для нормальных условий. Разработанная система учета ШФЛУ позволила более объективно и точно измерять объем отгружаемой продукции. При ранее используемом алгоритме расчета завод недоучитывал 396 тонн в месяц.

При работе ГПЗ происходит загрязнение окружающей среды как внутри заводов, так и за их пределами. Поэтому очень важно знать загрязнение атмосферы выбросами, которые не должны превышать санитарных норм.

В 1997 г. для Астраханского комплекса нами были разработаны опытные партии индивидуальных сигнализаторов (для НТР) и сигнализаторов (для операторов и рабочих) типа 666ЭХ14, которые обеспечивали постоянный контроль содержания H2S в воздухе рабочей зоны, световую и звуковую сигнализации превышения пороговых значений концентрации H2S 3 и 10 мг/м3. Эти партии успешно прошли испытания на Астраханских объектах, проведенными Астраханской ВЧ ООО «Газобезопасность» (10шт.) и газоспасателями ДП «Астраханьгазпром» (62 шт.).

Для Сосногорского ГПЗ была спроектирована и внедрена автоматизированная система контроля атмосферы в санитарно защитной зоне, которая контролировала метеопараметры и содержание CO, CH4, NO, NO2, NOx.

Анализ функционирования системы выявил ряд организационно технических проблем, которым не уделялось серьезного значения.

До окончания гарантийных сроков эксплуатации технических средств, мало кто из заказчиков уделял внимание решению задач по сервисному обслуживанию аналитической техники, проведению их ежегодной метрологической аттестации.

Немаловажное значение для метеопостов имеет их ведомственная принадлежность: либо они принадлежат предприятию, либо самостоятельной региональной экологической службе. От этого будет зависеть объективная оценка состояния атмосферы в контролируемом районе.

Отсутствие взаимосвязи между совершенствованием технологического процесса и его влиянием на загрязнение окружающей среды. Взаимосвязь может появиться только с пересмотром штрафных санкций за промышленные выбросы.

Для Оренбургского ГПЗ была разработана и внедрена под руководством и при активном участии соискателя организационно экономическая АСУ. В состав системы входили подсистемы: технико экономического планирования, оперативного управления основным производством, управления ремонтами, управления финансами, управления кадрами, трудом и заработной платой, управления материально техническим снабжением.

Рассмотренный подход к оперативному управлению технологическими процессами на примере Оренбургского ГПЗ позволил за счет использования разработанных математических моделей получить значительный экономический эффект. При использовании этого подхода на других объектах необходимо проведение экспериментальных исследований для получения новых моделей.

В шестой главе предлагаются новые подходы и методы совершенствования САПР и внедрения систем оперативного управления сложными объектами газовой отрасли. Показана необходимость перехода от экономического критерия оценки функционирования систем управления к оценке качества системы.

Разработка и активное внедрение АСУ на промышленных объектах в газовой отрасли относится к началу 1970х г., т. е. значительно позже, чем за рубежом. В диссертации на основе многолетнего опыта работы представлен ретроспективный анализ развития, показаны пути интеграции программно-вычислительных средств в системы управления как отдельных объектов газовой отрасли, так и всей цепочки технологических процессов от добычи до переработки газа и конденсата. На начальном этапе развития АСУ разрабатывались:

автоматизированные системы управления технологическими процессами (сначала информационные, а затем и управляющие системы);

автоматизированные системы управления предприятием;

организационно технологические автоматизированные системы управления (АСУТП интегрировалась с экономическими подсистемами).

Первые системы не обладали многими функциями и подсистемами. Кроме того, в то время существовал так называемый «человеческий фактор», когда из-за общей технической отсталости технического персонала затруднялось внедрение АСУ.

Эволюция систем управления происходила в зависимости от наших технических и социальных возможностей, от получения технических знаний обществом. Развитие вычислительной техники и систем управления во временном исчислении можно разбить на три этапа: советское время до 1990х гг.; 1990е гг. до их конца; конец 1990х гг. и по настоящее время.

На первом этапе для газовой отрасли закупались заводы или другие объекты, системы управления соответственно с программным обеспечением, при корректировке которого приходилось обращаться к фирме поставщику.

Второй этап характерен тем, что многие НИИ и предприятия в условиях централизованной плановой экономики не смогли быстро перестроиться и приспособиться к работе в рамках рыночных отношений и не сумели ничего противопоставить агрессивному менеджменту инофирм. В этот период газовая отрасль закупала ВТ, ЗИП и приборы у инофирм. Мотивация предприятий при создании АСУ ограничивалась, как правило, выбором поставщиков программно технического обеспечения. Проблемам эффективности и конкурентоспособности, реконструкции объектов и минимизации затрат не уделялось должного внимания.

На третьем этапе уже требовался переход к качественному развитию систем управления. В таких весьма нестационарных условиях НТП и временном стрессе (все будет решать соотношение: цена качество, время) требовалось резко сократить сроки разработки алгоритмов и программного обеспечения, а также разрабатывать и внедрять под ключ все системы. При этом следует создавать интеллектуально развитые системы, что требует привлечения науки.

В настоящее время АСУТП включают современные вычислительные комплексы. Однако на практике эти комплексы решают в основном традиционные задачи управления - контроль и регулирование технологических параметров, хотя высокий технический уровень АСУТП позволяет решать многие задачи, направленные на оперативное управление процессом, которые были ранее неосуществимы. К таким задачам следует отнести моделирование технологических процессов для их оперативного управления. Моделирование позволяет прогнозировать и оптимизировать значения параметров процесса при изменении его режима. При разработке модели не всегда имеется достаточная информация, поэтому наравне с математическим моделированием следует уделять внимание физическому (исследованию процесса на опытно-промышленных, промышленных установках - физических моделях), проведению исследований для понимания тонкостей отдельных элементов процесса и их взаимосвязей, что, безусловно, приводит к совершенствованию его технологии и рациональному выбору режима эксплуатации. В результате моделирования углубляются знания о системе и самом технологическом процессе, что позволяет заказчику аргументированно сформулировать требования технологического задания разработчику.

Физическое моделирование имеет большое практическое значение для промышленных установок, особенно крупнотоннажных, так как позволяет учитывать их специфические особенности, обусловленные как многокомпонентностью сырья и продуктов, так и многообразием их физико химических, технических, эксплуатационных характеристик.

Использование моделей и результатов решения прикладных задач не находит своего отражения во многих действующих и проектируемых АСУТП УКПГ, ГРП ПХГ и установок ГПЗ, несмотря на то, что только оно может обеспечить эффективное функционирование системы в целом. И здесь необходимо разработать новые методы и средства взаимодействия проектировщик система.

Предложенный научно практический подход состоит в следующем.

На объектах газовой отрасли в обязательном порядке необходимо проводить НИР: изучать физико химические зависимости, технологии и разрабатывать математические модели. Проведение этих работ следует осуществлять как на стадии проектирования систем управления, так и после внедрения автоматизированной системы управления (иногда в информационном режиме). Только использование этих результатов может повысить эффективность систем управления. В зависимости от статей финансирования (НИОКР, капитальный ремонт, капитальное строительство) эти работы могут рассматриваться под разными углами в зависимости от поставленных задач.

Анализ основных этапов проектирования и внедрения автоматизированных систем управления (рис. 7) в эволюционном развитии вычислительной техники и информационных технологий, программирования, технических средств и внедрения систем показал, что часть этапов необходимо совместить (технический проект, сдача в опытную эксплуатацию и др.), а ряд других добавить (НИР, предварительные спецификации и др.). Если раньше системы разрабатывались 5 6 лет, то сейчас 1,5 2 года, и этот срок можно сократить.

Рис. 7. Этапы разработки автоматизированных систем

Эволюция технических средств АСУ коснулась и критериев оценки АСУ. Для настоящего периода развития рассмотрение только экономических показателей становится недостаточным. Хорошо известны трудности определения экономической эффективности внедрения современных информационных систем управления. Более перспективным является оценка качества функционирования систем. Большую роль в развитии этого направления сыграли работы по оценке качества информационных систем дра техн. наук, проф. А.И. Костогрызова и др. Под качеством продукции понимается совокупность свойств продукции, удовлетворяющих определенным потребностям в соответствии с ее назначением. Эффективность показывает, в какой мере реальные характеристики системы или продукции отвечают заявленному качеству. Переход к такого рода комплексным показателям является неизбежным.

Перспективно использование нечеткого моделирования для оценки эффективности функционирования АСУТП рассмотренных выше технологических процессов. Исходя из логических рассуждений, можно предположить, что основными лингвистическими факторами этой модели являются: затраты на ввод АСУТП; уровень внедряемых программно технических средств; надежность системы контроля и управления; информативность системы по наземным объектам ГРП; информативность по продуктивному пласту и скважинам; уровень обработки информации и представление ее пользователю; использование расчетных методов для оперативного контроля состояния призабойной зоны скважин, положения ГВК и в решении прикладных задач; возможность дальнейшего развития системы контроля и управления.

Полученные результаты согласуются с качественным представлением о степени влияния отдельных факторов на конечный результат. Проведенный анализ показал актуальность создания научно практических основ проектирования и внедрения систем управления объектами газовой отрасли. Это выражается в первую очередь в необходимости более глубокого понимания технологического процесса и как следствие создания новых расчетных комплексов и моделей. Новые возможности по информатизации процессов должны быть максимальным образом использованы. Кроме того, следует переходить от оценки экономической эффективности к оценке качества, т. е. эффективности функционирования систем.

Авторские инновации, направленные на оптимизацию проектирования систем управления, дают возможность улучшить эффективность систем управления за счет разработки ряда математико технологических моделей, что позволило решить конкретные научно производственные задачи (раскрыть механизм обводнения скважин и прогнозировать поступление подошвенной воды к забоям эксплуатационные скважин, предложить метод управления процессом добычи газа на завершающей стадии разработки месторождений, предложить метод оперативного диагностирования характера обводнения эксплуатационных скважин при отборе газа на ПХГ, разработать и внедрить модели и системы оперативного управления технологическими процессами очистки природного газа от кислых компонентов, регенерации абсорбента, осушки газа, получения серы по методу Клауса), значительно сократить сроки проектирования и внедрения автоматизированных систем управления объектами газовой отрасли.

Каждый новый объект - это всегда новый опыт, проверка правильности ранее наработанных и воплощенных новых управленческих и технических решений. В диссертации на основе многолетнего опыта приведены практические рекомендации для решения организационно экономических вопросов при проектировании и внедрении систем управления на объектах газовой отрасли.

Использование предложенного научно практического подхода и разработка основных технических решений по автоматизации технологических процессов эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений, объектов подземного хранения газа, объектов переработки газа и конденсата позволит существенно ускорить внедрение в отрасли современных эффективных систем управления, более рационально использовать выделенные для этого средства.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации решается проблема формирования инновационного подхода к автоматизированному проектированию и широкому внедрению в газовой отрасли эффективных систем оперативного управления основными технологическими процессами на базе новейших программно технических комплексов сбора и обработки информации. Проведены разработка и исследование моделей, алгоритмов и методов синтеза и анализа проектных решений.

В диссертации представлены результаты научно-исследовательских и опытно конструкторских работ, а также обобщён большой опыт соискателя по внедрению современных систем автоматизированного управления технологическими процессами в газовой отрасли. Эти результаты могут быть сформулированы в виде следующих основных выводов, предложений и рекомендаций:

1. Рассмотрены системные основы автоматизированного проектирования и управления сложными объектами газовой отрасли, применительно к технологическим процессам от добычи до переработки, составляющим основной производственный процесс газовой отрасли; выявлены особенности базовых технологических процессов. Показаны пути интеграции программно-вычислительных комплексов в системах автоматизации и управления объектами газовой отрасли.

2. Проанализированы 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.

3. Традиционный подход к автоматизированному проектированию, разработке и внедрению систем управления не отвечает требованиям (например, по темпам внедрения, эффективности и качеству исполнения) современного развития газовой отрасли и не использует в полной мере новые возможности информационных систем, которые предоставляет НТП. В связи с этим необходимо создание соответствующих научно практических основ автоматизированного проектирования систем управления.

4. Анализ проблем стратегии разработок систем оперативного управления объектами в газовой отрасли показал сложность выявления требований к системам на ранних этапах разработки и отрыв теории построения информационных систем от практики применения конкретных средств для решения задач управления. Показана необходимость введения непосредственно перед этапом проектирования автоматизированной системы управления этапа, предусматривающего проведение научно исследовательских работ, позволяющих получить дополнительную информацию по динамическим и другим характеристикам объекта.

5. Для важнейших объектов на основе результатов проведенных промысловых и промышленных исследований разработаны и внедрены модели и прикладные задачи для оперативного управления технологическими процессами газовых и газоконденсатных месторождений, подземного хранения газа и переработки газа.

В частности, разработаны:

математическая модель деформируемой трещиновато-пористой среды, позволяющая раскрыть механизм обводнения и прогнозировать подтягивание подошвенной воды к забоям эксплуатационные скважин в трещиновато-пористых коллекторах на примере Оренбургского газоконденсатного месторождения;

метод управления процессом добычи газа на завершающей стадии разработки месторождения;

модели и системы оперативного управления технологическими процессами (очистки природного газа от кислых компонентов, регенерации абсорбента, осушки газа, получения серы по методу Клауса) для условий Оренбургского ГПЗ;

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

для внутрипромысловых систем сбора газа с их последующей интеграцией в АСУТП адаптированы программные комплексы, позволяющие параметризировать работу скважин и шлейфов.

6. Предложены рекомендации к решению экологических проблем и некоторых организационно экономических вопросов при создании систем автоматизации и управления на объектах газовой отрасли.

7. Предложенные в диссертации основы повышения качества проектных работ в цепочке проектировщик система и реализация основных технических решений по проектированию систем управления позволяют ускорить внедрение в газовой отрасли эффективных систем управления и более рационально использовать выделенные для этого средства

8. Показана необходимость перехода от экономического критерия оценки функционирования систем управления к оценке качества системы.

9. Запроектированные на предложенной научно практической основе с использованием моделей и алгоритмов соискателя автоматизированные системы управления, были реализованы в различные годы для решения народно хозяйственных задач на следующих газодобывающих, газотранспортных и газоперерабатывающих предприятий нашей страны: «Уренгойгазпром», «Сургутгазпром», «Туркменгазпром», «Узбекгазпром», «Севергазпром», «Оренбурггазпром», «Астраханьгазпром», «Кавказтрансгаз». Это позволило повысить эффективность функционирования указанных объектов за счет улучшения качества управления.

Результаты работ опубликованы в 78 публикациях, в т.ч. четырех книгах (три монографии) и одном авторском свидетельстве.

СПИСОК ОСНОВНЫХ ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ

Монографии

Радкевич В.В. Системы управления объектами газовой отрасли. Изд. 2 М.: Серебряная нить, 2004. 440 с.

Радкевич В.В. Автоматизированные системы управления газоперерабатывающими заводами. М.: Химия, 1986. 240 с.

Плотников В.М., Подрешетников В.А., Радкевич В.В., Тетеревятников Л.Н. Контроль состава и качества природного газа. Л.: Недра, 1983. - 192 с.

Статьи

Радкевич В.В. Задачи контроля и управления скважинами на газоконденсатных месторождениях // Информационно аналитический журнал. Нефть, газ и бизнес. М., 2004. № 8-9. - С. 2528.

Радкевич В.В. Стохастическая модель оптимизации ввода в эсплуатацию восстанавливаемых газовых скважин // НТЖ. Технологии нефти и газа. М., 2005. № 1. - С. 6365.

Радкевич В.В. Опыт проектирования и внедрения систем управления

// Промышленные контроллеры и АСУ. М., 2006. № 2. - С. 2325.

Радкевич В.В. Опыт проектирования и внедрения систем управления

// Промышленные контроллеры и АСУ. М., 2006. - № 3. - С. 18-22.

Радкевич В.В. Опыт разработки организационно-экономической АСУ Оренбургским ГПЗ // Обзор. информ. ВНИИЭгазпром. Серия «Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности». М., 1982. - вып. 2. - С. 48.

Радкевич В.В. Использование моделей для управления разработкой газовых месторождений // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М., 2007. - № 3. - С. 16-19.

Радкевич В.В., Золотухин М.В. Опыт разработки и внедрения систем управления промышленными объектами // НТЖ. Автоматизация в промышленности. М., 2007. - № 5. - С. 7-9.

Радкевич В.В. Внедрение новых систем управления ПХГ // Газовая промышленность. М., 2007. - № 11. - С. 58-61.

Радкевич В.В. Оценка эффективности внедрения и развития АСУ ТП на объектах газовой отрасли // НТЖ. Автоматизация телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - № 5. - С. 16-22.

Радкевич В.В. Построение систем управления эксплуатацией ПХГ

// Информационно-аналитический журнал. Нефть, газ, бизнес. М., 2008. - № 8. - С. 65-70.

Радкевич В.В. Научно-методические основы автоматизированного проектирования систем управления сложными объектами газовой отрасли

// НТЖ. Автоматизация телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009 - № 1. - С. 42-44.

Радкевич В.В. Оптимизация ремонтов оборудования на газоперерабатывающих заводах (на примере Оренбургского ГПЗ) // Науч. техн. обзор. ВНИИЭгазпром. сер. «Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности». М., 1978. - вып. 7. - С. 37.

Радкевич В.В., Фрид Д.Н. Математическая модель планирования планово-предупредительного ремонта технологического оборудования УКПГ

// Газовая промышленность. М., 1976. - № 8. - С. 17-21.

Немков В.В., Радкевич В.В., Самарин А.А. Новая система учета готовой продукции на Оренбургском ГПЗ // Газовая промышленность. М., 1978.

- № 2. - С. 10.

Радкевич В.В., Немков В.В., Самарин А.А. Выбор оптимального режима работы установки осушки газа на Оренбургском ГПЗ // Газовая промышленность. М., 1979. - № 1. - С. 39-40.

Немков В.В., Радкевич В.В., Самарин А.А., Черномырдина Н.А., Шкоряпкин А.И., Карабедьян Г.К. и др. Десорбция H2S и CO2 на Оренбургском ГПЗ // Газовая промышленность. М., 1979. - № 9. - С. 34-36.

Головцов М.В., Радкевич В.В. и др. Опыт проектирования АСУ ТП газоперерабатывающих заводов // Обзор. информ. ВНИИЭгазпром. сер. «Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности». М., 1979. - вып. 5. - С. 49.

Радкевич В.В., Мирошниченко А.В. Новый метод проектирования АСУ ТП гелиевого завода // Газовая промышленность. М., 1980. - № 5. - С. 32-36.

Радкевич В.В., Самарин А.А., Черномырдина Н.А., Шкоряпкин А.И., Карабедьян Г.К. Влияние различных факторов на очистку газа от H2S // Газовая промышленность. М., 1980. - № 10. - С. 48-49.

Радкевич В.В., Дудкин Н.И., Ульд Буамама Белькасем. Методы оптимизации процесса получения элементарной серы с помощью ЭВМ // Обзор. информ. ВНИИЭгазпром. сер. «Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности». М., 1986. - вып. 1. - С. 42.

Никоненко И.С., Радкевич В.В. Автоматизированные технологические комплексы добычи и подготовки газа // Газовая промышленность.

М., 1987. - № 12. - С. 31-33.

Радкевич В.В., Самарин А.А., Филоненко А.С., Кудрявцев М.А. Автоматизированная система контроля атмосферы санитарно-защитной зоны Сосногорского ГПЗ // Приложение к журналу «Газовая промышленность»: «Экология в газовой промышленности». М., 1997. - С. 68-69.

Радкевич В.В., Самарин А.А., Чернов В.М., Ворошилов А.И. Коммерческий учет жидких углеводородов // Газовая промышленность. М., 1998.

- № 3. - С. 49-50.

Радкевич В.В., Могилко Н.И., Парфенов В.И., Добоньян А.М., Зиновьев В.В. АСУ ГРП Северо-Ставропольского ПХГ // Газовая промышленность: спец.выпуск. М., 2000. - С. 7-8.

Радкевич В.В., Горячев М.Н., Соболев А.Н. «АСТРА 3.11» для резервуарных парков // Газовая промышленность: спец.выпуск. М., 2000. - С. 11-12.

Радкевич В.В., Самарин А.А., Чернов В.М. Автоматизированные системы управления процессами добычи газа на Оренбургском ГКМ // Газовая промышленность. М., 2002. - № 3. - С. 39-44.

Радкевич В.В., Реунов А.В. Использование некоторых SCADA-систем в газовой отрасли // Ежеквартальный научно-технический журнал. «ИСУП» (Информатизация и системы управления в промышленности). М., 2007.

- № 2. - С. 32-38.

Радкевич В.В., Хан С.А., Ермолаев А.И., Золотухин М.В. К решению проблемы автоматизированного управления продуктивными пластами ПХГ // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. ОАО «ВНИИОЭНГ». М., 2007. - № 9. - С. 19-23.

Радкевич В.В. Механизм обводнения эксплуатационные скважин в процессе разработки Оренбургского ГКМ // Информационно- аналитический журнал. Нефть, газ и бизнес. М., 2008. - № 1. - С. 74-78.

Радкевич В.В., Ермолаев А.И., Золотухин М.В., Самуйлова Л.В. Контроль обводнения скважин и положения газоводяного контакта при отборе газа из продуктивных пластов ПХГ // Газовая промышленность. М., 2008.

- № 3. - С. 56-59.

Размещено на Allbest.ru

...