WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

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

УДК 658.512.011.56: 622.279 

На правах рукописи

 

РАДКЕВИЧ Валерий Васильевич

ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА ПРОЕКТИРОВАНИЯ СИСТЕМ

УПРАВЛЕНИЯ ОБЪЕКТАМИ ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

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

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

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, ГСП-1, 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.

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 ΔН при прохождении жидкой и газовой фаз может быть представлена следующим выражением:

где ρж  и ρг – 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; Δτ - 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 УКПГ-2 и УКПГ-7.

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; – 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.

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(1-250; 2-300; 3-350 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, τ, p),

где С1 – концентрация регенерированного раствора МЭГа; tnp – температура газа в пропановом холодильнике; СДЭА – концентрация ДЭА в растворе МЭГа; СДЭА = СДЭА+0,0113τ , где СДЭА – начальная концентрация ДЭА в растворе МЭГа; τ - 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; 1 – соотношение между QB1 и QКГ на входе в установку; 2 – соотношение между QТП и QКГ на входе в топку подогревателя первой ступени; 1 – величина коррекции по 1; 2 – величина коррекции по 2; Q – количество H2S в кислом газе; Q – количество углеводородов в пересчете на метан в кислом газе; QТП – расход воздуха в топку подогревателя; – степень конверсии; – 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; R – 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 1970-х 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 1990-х гг.; 1990-е гг. до их конца; конец 1990-х 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 д-ра 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:

  1. Радкевич В.В. Системы управления объектами газовой отрасли. - Изд. 2 - М.: Серебряная нить, 2004. - 440 с.
  2. Радкевич В.В. Автоматизированные системы управления газоперерабатывающими заводами. - М.: Химия, 1986. - 240 с.
  3. Плотников В.М., Подрешетников В.А., Радкевич В.В., Тетеревятников Л.Н. Контроль состава и качества природного газа. - Л.: Недра, 1983. – 192 с.

Статьи:

  1. Радкевич В.В. Задачи контроля и управления  скважинами на газоконденсатных месторождениях // Информационно аналитический журнал. Нефть, газ и бизнес. М., 2004. -  № 8–9. – С. 25-28.
  2. Радкевич В.В. Стохастическая модель оптимизации ввода в эсплуатацию восстанавливаемых газовых скважин // НТЖ. Технологии нефти и газа. М., 2005. - № 1. – С. 63-65.
  3. Радкевич В.В. Опыт проектирования и внедрения систем управления
    // Промышленные контроллеры и АСУ. М., 2006. - № 2. – С. 23-25.
  4. Радкевич В.В. Опыт проектирования и внедрения систем управления
    // Промышленные контроллеры и АСУ. М., 2006. – № 3. – С. 18–22.
  5. 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.
  6. Радкевич В.В. Использование моделей для управления разработкой газовых месторождений // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М., 2007. – № 3. – С. 16–19.
  7. Радкевич В.В., Золотухин М.В. Опыт разработки  и внедрения систем управления промышленными  объектами // НТЖ. Автоматизация в промышленности. М., 2007. – № 5. – С. 7–9.
  8. Радкевич В.В. Внедрение новых систем управления ПХГ // Газовая промышленность. М., 2007. – № 11. – С. 58–61.
  9. 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.
  10. Радкевич В.В. Построение систем управления эксплуатацией ПХГ
    // Информационно-аналитический журнал. Нефть, газ, бизнес. М., 2008.
    – № 8. – С. 65–70.
  11. 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.
  12. 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.
  13. Радкевич В.В., Фрид Д.Н. Математическая модель планирования планово-предупредительного ремонта технологического оборудования УКПГ
    // Газовая промышленность. М., 1976. – № 8. – С. 17–21.
  14. Немков В.В., Радкевич В.В., Самарин А.А. Новая система учета готовой продукции на Оренбургском ГПЗ // Газовая промышленность. М., 1978.
    – № 2. – С. 10.
  15. 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.
  16. 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.
  17. 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.
  18. Радкевич В.В., Мирошниченко А.В. Новый метод проектирования АСУ ТП гелиевого завода // Газовая промышленность. М., 1980. – № 5.
    – С. 32–36.
  19. 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.
  20. 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.
  21. Никоненко И.С., Радкевич В.В. Автоматизированные технологические комплексы добычи и подготовки газа // Газовая промышленность.
    М., 1987. – № 12. – С. 31–33.
  22. 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.
  23. Радкевич В.В., Самарин А.А., Чернов В.М., Ворошилов А.И. Коммерческий учет жидких углеводородов // Газовая промышленность. М., 1998.

– № 3. – С. 49–50.

  1. 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.
  2. Радкевич В.В., Горячев М.Н., Соболев А.Н. «АСТРА 3.11» для резервуарных парков // Газовая промышленность: спец.выпуск. М., 2000.
    – С. 11–12.
  3. 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.
  4. 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.
  5. 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.
  6. 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.
  7. 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.

Авторское свидетельство:

  1. А.с. 1364605 от от 08.09.1987г. Способ управления процессом получения элементарной серы / Радкевич В.В., Дудкин Н.И., Егоров А.В. и др.





© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.