WWW.DISS.SELUK.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
(Авторефераты, диссертации, методички, учебные программы, монографии)

 

На правах рукописи

ВАСИЛЬЕВ ЕВГЕНИЙ ВАСИЛЬЕВИЧ

УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ

ГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ

(НА ПРИМЕРЕ ООО «НОЯБРЬСКГАЗДОБЫЧА»)

Специальность: 05.13.01

Системный анализ, управление и обработка информации

(в наук

е и промышленности) по техническим наукам

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Нижний Новгород– 2008

Работа выполнена в Федеральном государственном унитарном предприятии Федеральный научно-производственный центр «Научно-исследовательский институт измерительных систем им. Ю.Е. Седакова».

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент Костюков Валентин Ефимович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Иванов Анатолий Андреевич кандидат технических наук Фурманчук Оксана Викторовна

Ведущая организация: ОАО «Гипрогазцентр»

Защита состоится «»_ 2008 г. в в ауд._ на заседании диссертационного совета Д 212.165.05 при Нижегородском государственном техническом университете им. Р.Е. Алексеева (НГТУ) по адресу:

603950, г. Н. Новгород, ул. Минина, 24.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Нижегородского государственного технического университета.

Автореферат разослан «_» _ 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета А.С. Суркова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы В современных условиях эффективность и экономичность функционирования газодобывающего предприятия, в том числе газовых промыслов, является важнейшим фактором снижения затрат и повышения надежности поставок газа. Такой результат достигается за счет совершенствования управления технологическими процессами добычи и подготовки газа, путем создания и внедрения автоматизированных систем управления, обеспечивающих оптимизацию режимов добычи и подготовки газа.

Повышение эффективности управления газодобывающим предприятием достигается за счет совершенствования методов и средств контроля и управления технологическими процессами добычи и подготовки газа. При этом существенное значение приобретает как расширение объема контролируемых данных, так и качество обработки информации, т.е. эффективность ее использования при организации технологических процессов.





На современном этапе совершенствование структуры управления газодобывающим предприятием связано с разработкой и внедрением информационно-управляющих систем, использующих последние достижения в области вычислительных средств, систем автоматизации и передачи данных.

В настоящее время при создании информационно-управляющих систем, систем диспетчерского управления на предприятиях добычи и подготовки газа широко используются современные SCADA-системы, средства автоматизации и телемеханики, высокоскоростные сети передачи данных, в результате чего качественно изменилось информационно-программное и аппаратное обеспечение диспетчерских служб. Однако при этом возник разрыв между теми возможностями, которые предоставляют современные SCADA-системы, и существующим уровнем автоматизации диспетчерского управления, предоставляющим, в основном, функции контроля и протоколирования, а не автоматизированного управления, как такового.

Этот разрыв связан в значительной мере с отсутствием в системах управления математических моделей и алгоритмов диспетчерского управления, охватывающих совокупность объектов технологического процесса добычи газа, включая кусты газовых скважин. На предприятиях отрасли не реализуются в полной мере автоматическое регулирование и управление технологическими режимами объектов добычи и подготовки газа и эксплуатации месторождений.

Таким образом, решение проблем управления технологическими процессами газодобывающего предприятия, позволяющих оптимизировать эксплуатационные режимы технологических объектов и их производительность, является в настоящий момент актуальной задачей.

Цель и задачи исследования Основной целью исследования является повышение эффективности и рентабельности производства на типовом газодобывающем предприятии на основе разработки и внедрения методов и средств управления технологическими процессами, обеспечивающих оптимизацию эксплуатационных режимов установок и управление их производительностью.

Для достижения данной цели в работе должны быть решены следующие основные задачи:

разработаны методы решения задачи оптимизации эксплуатационных режимов технологических объектов, основанные на математической модели разработки газовой залежи, связывающей накопленный объем добычи газа с технологическими и природными параметрами продуктивных пластов;

предложена методология построения интегрированной автоматизированной системы управления (ИАСУ) газодобывающего предприятия;

регулирования режимов технологических объектов от скважин до УППГ и УКПГ, а также алгоритмы противоаварийной защиты.

Методы исследования. При выполнении работы применялись методы системного анализа, математического моделирования и вычислительной математики.

Экспериментальный материал основывается на опыте реализации технических решений, разработанных и обоснованных в данной работе, в составе информационноуправляющих систем газовых промыслов и ИАСУ газодобывающего предприятия.





распределения заданной производительности между технологическими объектами газового промысла (УППГ и кустами газовых скважин) на основе математической модели разработки продуктивных пластов газовой залежи, связывающей накопленный объем добычи газа с технологическими и природными параметрами продуктивных пластов.

Практическая ценность настоящего исследования заключается в следующем:

1. Разработаны методы оптимизации промысловой разработки газового месторождения и алгоритмы решения задач распределения производительности между УППГ и кустами газовых скважин.

управления и регулирования технологических режимов эксплуатации кустов газовых скважин, УППГ (УКПГ) и противоаварийной защиты газового промысла.

3. Разработаны алгоритмы комплексного регулирования и оптимального управления режимами работы цехов УКПГ, включая распределение нагрузки по технологических ниткам и регулирование подачи ингибитора в установки осушки газа.

предприятия.

Реализация и внедрение результатов работы В период с 2001 по 2005 гг. введены в эксплуатацию:

центральный диспетчерский пункт информационно-управляющей системы ООО «Ноябрьскгаздобыча» (ЦДП ИУС);

информационно-управляющая система Комсомольского газового промысла;

промысла;

газоконденсатного промысла;

интегрированная информационно-управляющая система Вынгаяхинского и Етыпуровского газовых промыслов.

В составе ИУС внедрена система дистанционного контроля и управления технологическими режимами кустов газовых скважин, обеспечивающая автоматическое измерение устьевых давления и температуры, дебита, затрубного давления на скважинах и дистанционное регулирование дебита. Разработано и внедрено программное обеспечение, обеспечивающее реализацию алгоритмов автоматического контроля, управления и регулирования технологических режимов эксплуатации скважин и УППГ (УКПГ), алгоритмов комплексного регулирования и оптимального управления режимами работы цехов УКПГ, комплексных алгоритмов автоматической противоаварийной защиты.

докладывались и обсуждались: на экспертном совете по автоматизации ОАО «Газпром» 2004 г. (г. Москва), отраслевых совещаниях ОАО «Газпром» 2004 г. (г.

Ноябрьск), на заседаниях научно-технического совета ФГУП «ФНПЦ НИИИС им. Ю.Е. Седакова». ИУС Вынгаяхинского ГП и Етыпуровского ГМ удостоена премии ОАО «Газпром» за 2004 г.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 9 статей.

Структура и объем работы. Данная работа состоит из введения, четырех глав и общих выводов на 110 с., списка литературы (74 наименования), 1 приложения, рисунков и 5 таблиц общим объемом 128 с.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении сформулирована актуальность, цели и задачи работы, приведены характеристики новизны и практической ценности результатов.

В первой главе рассмотрена структура типового газодобывающего предприятия на примере ООО «Ноябрьскгаздобыча», которое может быть определено как базовое для отработки комплексных систем автоматизации, создаваемых на основе передовых информационных технологий для газодобывающих предприятий, функционирующих в условиях Крайнего Севера. Определены основные характеристики объекта автоматизации - предприятия добычи и подготовки газа, в частности рассмотрены общие черты основных газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири. Рассмотрены особенности схемы подготовки и внутрипромыслового транспорта газа, сложившейся на предприятиях Крайнего Севера. Проведен анализ основных видов деятельности предприятия, определяемых ролью газодобывающего предприятия (ГДП) в составе ОАО «Газпром». Выделены основные технологические объекты ГДП.

В рамках данной главы проведен анализ современных подходов в области создания и внедрения интегрированных систем управления в ОАО «Газпром», а также уровня автоматизации предприятий газодобывающей отрасли. Подчеркивается особая важность задачи автоматизации объектов газодобывающей отрасли в современных условиях. Отмечается, что уровень автоматизации в отечественной газовой промышленности отстает от соответствующей отрасли развитых стран мира.

Управляющие вычислительные комплексы, эксплуатирующиеся на многих технологических объектах, отработали свой эксплуатационный ресурс, морально устарели, такие объекты, как кусты газовых скважин, не автоматизированы в принципе, даже на крупных месторождениях. Особое значение при создании систем управления приобретает моделирование и оптимизация управления режимами эксплуатации газовых промыслов и многокупольных месторождений с реализацией комплекса диспетчерских задач оперативного планирования и управления добычей и подготовкой газа.

В первой главе определены цели и задачи исследований при решении проблем оптимизации управления производственными процессами пространственно разнесенных технологических объектов. Сформулирована основная цель исследований - повышение эффективности и рентабельности производства на типовом газодобывающем предприятии за счет разработки и внедрения комплексной ИАСУ ТП, осуществляющей управление и контроль технологических процессов, производительностью добычи на основе данных моделирования процессов добычи и подготовки газа.

Вторая глава посвящена постановке и решению задачи распределения заданной производительности между технологическими объектами газового промысла (УППГ и кустами газовых скважин). Основные теоретические положения, на базе которых получены результаты данной главы, заложены в работах А.Г.

Ананенкова, Ш.К. Гергедавы, Г.А. Зотова, Ю.П. Коротаева, Е.М. Нанивского, В.Г.

Тагиева, Б.Ф. Тараненко, И.Г. Тетерева, В.Н. Чикало.

Производительность технологических объектов газового месторождения является основной характеристикой, определяющей уровень добычи газа за диспетчерского управления газовыми куполами и кустами скважин или суточный месторождением является обеспечение заданного уровня добычи газа.

Задача распределения заданной для месторождения производительности разделяется на задачи «верхнего» и «нижнего» уровней. На «верхнем» уровне необходимо установить распределение заданной производительности QM между производительности i-го купола Qi (i =1, n) между кустами скважин {Qik}.

производительности являются: фильтрационно-емкостные параметры пласта и данные о свойствах добываемого газа (данные верхнего уровня); схемы подключения скважин к кустам и кустов к УППГ, технические характеристики скважин и шлейфов, сведения о наличии и местах установки регулирующих органов (данные нижнего уровня).

Область допустимых решений формируется обеспечением заданного для промысла уровня добычи газа, а также ограничениями, связанными с соблюдением режимов работы технологических объектов, при которых отсутствует разрушение призабойной зоны скважин, обеспечивается вынос с забоя скважин твердых частиц и капель жидкости, отсутствуют условия образования гидратов в скважинах и шлейфах.

Критерий оптимальности управляющих воздействий – минимум потерь пластовой энергии, что равносильно минимуму потерь давления в системе «пласт – скважины – шлейфы – УППГ». Это, в свою очередь, эквивалентно следующему условию: «Давление на входах УППГ (Pвх) должны иметь как можно большие значения».

При этом задача рационального распределения отбора газа по скважинам может быть сформулирована следующим образом: «При максимально возможных давлениях на входах УППГ обеспечить такие значения дебитов скважин, при которых будет выполнено задание на общую для промысла (УКПГ) производительность».

технологических установок и оптимального управления объектами газового промысла рассмотрена агрегированная математическая модель процесса разработки газовой залежи. Обобщенная модель, связывающая накопленный объем добычи газа с технологическими и природными параметрами продуктивных пластов, строится для основных режимов дренирования газовой залежи (газового, жесткого водонапорного и водонапорного) при следующих предположениях:

объединенные в куст находятся на площади круга заданного радиуса Rэ;

общая зона дренирования куста представляется кругом радиуса Rк;

область дренирования каждого куста скважин на каждом куполе является однородной по своим природным характеристикам;

в пределах зоны дренирования одного куста пласт считается однородным по своим фильтрационно-емкостным характеристикам, причем считается выполненным предположение о том, что в качестве закона фильтрации газа можно использовать закон Дарси;

характеристики обустройства скважин идентичны.

При фильтрации газа по закону Дарси дебит скважины в кусте определяется следующей формулой :

где Рп – давление на границе призабойной зоны (пластовое давление);

Рз – забойное давление одной скважины в кусте;

q – дебит скважины в кусте;

А – коэффициент фильтрационных сопротивлений куста скважин:

где µ - вязкость газа при пластовых условиях;

Zn – коэффициент сверхсжимаемости при пластовых условиях;

Тn– пластовая температура (Ко);

k – проницаемость пласта, h – газонасыщенная толщина пласта;

RC – радиус скважины.

Аk - коэффициент внешнего фильтрационного сопротивления, зависит от типа скважин в кусте.

В качестве ограничений на возможные значения дебитов скважин выступают:

минимально и максимально допустимые значения дебитов, определяемые условиями безгидратной эксплуатации (обозначим их через qгmin и qгmax);

максимально допустимое значение, связанное с обеспечением условий сохранения призабойной зоны от разрушений - qпmax и минимально допустимое значение, связанное с соблюдением условий выноса с забоя скважин твердых частиц и капель жидкости - qвmin.

Таким образом, ограничение на допустимые значения дебита скважины имеет вид:

где qmin=mах{qгmin, qвmin}, qmax=min{qгmах, qпmах}.

При условии, что эксплуатация продуктивного пласта ведется при максимально допустимом дебите (рабочий дебит равен максимально допустимому) и кустовом размещении скважин, строится зависимость рабочего дебита от текущего значения газоотдачи.

Зависимость рабочего дебита q((t)) от газоотдачи (t) в момент времени t имеет вид:

где qгmах - максимально допустимый дебит, обусловленный соблюдением условий безгидратной эксплуатации скважин;

qпmах((t)) - максимально допустимый дебит, обусловленный соблюдением условий неразрушения призабойной зоны.

Данная зависимость является основой для решения задачи распределения заданной производительности между УППГ.

Для основных режимов дренирования газовой залежи можем оценить зависимость qпmах((t)) следующими выражениями:

- для газового режима:

где - коэффициент пропорциональности в формуле, определяющей зависимость допустимой депрессии - Р от текущей величины пластового давления Рп(t), т.е. Р = Рп(t);

- для жесткого водонапорного режима:

где А - коэффициент фильтрационных сопротивлений пласта в начальный момент времени, Р - максимально допустимая депрессия на пласт, Р0 - начальное пластовое давление, которое при жестком водонапорном режиме остается постоянной величиной на весь срок разработки залежи;

- для водонапорного режима:

где Н - глубина залегания продуктивного пласта, h0 - газонасыщенная толщина в начальный момент времени, в - плотность пластовой воды, g - ускорение свободного падения.

Если через k и i обозначить, соответственно, номер купола (УППГ) и номер куста, то любой из приведенных выше исходных природных параметров имеет двойной индекс – ki (область дренирования каждого куста скважин на каждом куполе считается однородной по своим природным характеристикам). Пусть k=1,…,К, i=1,…,Ik. Кроме этого, т.к. любой куст соединен с одним из УППГ, то распределение кустов скважин по УППГ известно, т.е. состав каждого множества Ik (k=1,…,К) известен. Если теперь через V обозначить балансовые запасы газа месторождения, то агрегированная модель разработки принимает вид следующего дифференциального уравнения:

где nik(t) - число скважин в i-м кусте k-го промысла в t-й момент времени, qik((t)) - дебит одной скважины в i-м кусте k-го промысла.

При заданной стратегии разработки зависимость nik(t) является известной функцией. Если, например, рассматривается мгновенный ввод месторождения в разработку, то nik(t) = nik(0)= const. За счет выбора вида функции nik(t) и с помощью решения дифференциального уравнения (5) можно получить характерную зависимость предельной годовой добычи газа от времени в целом по месторождению.

разработки газовой залежи на случай неоднородного продуктивного пласта, в котором область дренирования каждого куста характеризуется своими природными параметрами.

Далее во второй главе приведен ряд соотношений, определяющих потери давления и предельные значения дебитов скважин в системе «призабойные зоны – кусты скважин – шлейфы – регулирующие органы - УППГ», в том числе общая модель движения газа, имеющая вид:

Pпi, qi, ni, Ai, qmахi - пластовое давление, дебит одной скважины, и их число в кусте, коэффициент фильтрационных сопротивлений и максимально допустимый дебит одной скважины для i–го куста;

Bi, xi - коэффициенты сопротивлений шлейфа и регулирующего органа, соединяющих i–й куст с УППГ;

bi, Сi - коэффициенты сопротивления течению газа в стволе скважины, принадлежащей i –му кусту.

На основе предложенной модели (5) построен алгоритм решения задачи распределения заданной производительности между УППГ. Задача решается в два этапа:

- на первом этапе для каждого купола находится зависимость его максимально возможной производительности от времени;

распределение заданной общей производительности всего месторождения по УППГ с учетом максимальных возможностей каждого купола по добыче газа, определенных на первом этапе.

Таким образом, общий алгоритм распределения заданной производительности месторождения по УППГ (куполам) состоит из следующих операций:

1) исходя из заданных зависимостей nik(t) и qik((t)), с использованием одного из существующих методов численного решения обыкновенных дифференциальных уравнений первого порядка находится функция (t), как решение уравнения (7) при начальном условии (0) = 0:

2) строятся функции Qk(t) - зависимости производительности УППГ от времени:

3) для t* - заданного момента времени определяется Q*:

4) для QЗ(t*) - заданной суммарной производительности и Q* - расчетной коэффициент - :

Из формул (9) - (11) следует, что Далее рассмотрены два частных случая решения задачи распределения заданной производительности между УППГ: при мгновенном вводе скважин в действие и газовом режиме работы пласта; при мгновенном вводе скважин в действие и жестком водонапорном режиме работы пласта. Задача решается в соответствии с предложенным алгоритмом.

характеризующих природные и технологические параметры куполов (участков месторождения). Производительность k-й УППГ вычисляется по формуле:

Из этой формулы следует естественный вывод: «Для выполнения задания по общей добычи газа в большей степени должны "нагружаться" те УППГ, которые эксплуатируют пласты с лучшими фильтрационными свойствами и бльшим числом скважин».

Следующей задачей, рассматриваемой во второй главе исследования, является распределение производительности УППГ между кустами скважин, имеющих выход на эту УППГ. Предложена математическая формулировка данной задачи.

Для частных случаев, имеющих практическое значение (при отсутствии и при наличии регулирующих органов в системе газосбора), предложены алгоритмы решения задачи распределения заданной производительности между кустами скважин купола (участка месторождения).

распределения заданной производительности между кустами скважин, которое заключается в следующем: «Оптимальное управление сводится к реализации такой стратегии функционирования системы обустройства купола, при которой давления на выходах всех кустов, принадлежащих одной УППГ, имеют одинаковые значения, обеспечивающие заданную производительность купола».

сформулированы рекомендации к техническим решениям по построению систем управления внутрипромысловой газосборной сетью.

интегрированной автоматизированной системы управления газодобывающим предприятием на всех ее уровнях от кустов газовых скважин до центрального диспетчерского пункта.

Предложена концепция построения ИАСУ ТП газодобывающего предприятия, распределение функций по уровням управления; режимы функционирования и взаимосвязи между уровнями управления.

территориально распределенную структуру: первый уровень – центральный диспетчерский пункт газодобывающего предприятия; второй – информационноуправляющие системы газовых промыслов; третий уровень – посты управления цехов технологического компонента промыслов; АСУ ТП УППГ, АСУ ТП ДКС и др.);

наконец, последний уровень – это локальные системы автоматического управления (САУ ГПА, СКУ КГС, САУ ВО, АСУ Э, СПОиКЗ). Структурная схема ИАСУ ТП ГДП приведена на рисунке 1.

тренир. АРМ Центральный диспетчерский пункт предприятия

ДКС ППЭК

АСУ ТП ППЭК СКУ УППГ,

УППГ ДКС

АСУ ТП УКПГ КГС УКПГ, ДКС

ПЛК ПЛК

СКУ ПЛК ПЛК ПЛК

САУ ТБ САУ САУ ОГ САУ

ППА ПИР

Для каждого из уровней управления определен объем выполняемых функций.

функциональных подсистем для каждого уровня управления. На уровне ЦДП подсистемы:

подсистема оперативно-диспетчерского управления;

подсистема автоматизированного управления энергоснабжением;

подсистема экологического мониторинга и т.д.

Аналогичным образом, т.е. в соответствии с объемом выполняемых функций, определен состав функциональных подсистем для уровня газового промысла, для уровня технологических комплексов и установок.

Функциональная схема ЦДП ГДП (рисунок 2), а также функциональная схема вычислительной сети (ЛВС) со своими серверами баз данных. ЛВС объединяет также автоматизированные рабочие места (АРМ) диспетчеров и специалистов.

АРМ системного сопровождения) В данной главе сформулированы требования к режимам функционирования ИАСУ ТП ГДП, основным из которых является обеспечение ее функционирования в режиме реального времени. Определены требования по быстродействию системы на всех ее уровнях.

Проведен анализ взаимосвязей, возникающих в процессе функционирования системы управления газодобывающим предприятием. В качестве решения по использование промышленного стандарта OPC.

Современная технология создания АСУ ТП предполагает использование выполнение возлагаемых на систему управления функций – SCADA-систем. Состав и основные функции, выполняемые современными SCADA-системами, рассмотрены на примере программно-инструментального комплекса «Орион».

Далее в третьей главе определены общие принципы построения систем управления различного уровня (ЦДП ГДП, ДП ГП, УКПГ, УППГ, СКУ КГС), как составных частей ИАСУ ТП ГДП, а также рассматриваются примеры реализации интегрированной автоматизированной системы управления газодобывающим предприятием на всех ее уровнях от кустов газовых скважин до центрального диспетчерского пункта. Приведены примеры конкретной реализации систем управления разного уровня.

Четвертая глава посвящена решению задач комплексного регулирования и оптимального управления технологическими процессами газового промысла. Для решения данных задач на основе общих решений, предложенных во второй главе исследования, разработаны комплексные алгоритмы автоматического регулирования и оптимального управления.

Комплексные алгоритмы автоматического регулирования и оптимального управления технологическими процессами добычи и подготовки газа включают:

единый алгоритм диспетчерского управления;

алгоритмы распределения нагрузки по ниткам технологических цехов;

алгоритмы регулирования подачи ТЭГ в абсорберы;

автоматическое измерение и регулирование дебита скважин;

оборудования.

Назначение данных алгоритмов: ведение технологических процессов с четким соблюдением количественных и качественных характеристик выходного продукта (газа).

Алгоритм единого диспетчерского управления объединяет следующие уровни:

предприятие, промысел, УППГ и КГС.

На уровне ГДП определяется плановое задание, которое в виде среднечасового расхода газа для промысла передается на уровень ГП для дальнейшей обработки. На уровне ГП функционирует алгоритм выполнения планового задания, включающий алгоритм автоматизированного распределения производительности для ГП, а также алгоритм автоматического поддержания заданного уровня влагосодержания газа.

Рассчитанные здесь величины среднечасового расхода газа для каждой УППГ распределения производительности для УППГ, а на уровне КГС - распределения производительности для кустов газовых скважин.

В основе алгоритмов лежит агрегированная модель разработки газовой залежи (5), при их построении учитывается необходимость выполнения плана по добыче газа, существующие технологические ограничения на дебит скважин и давление на входе УППГ, а также тот факт, что сопротивление регулирующих органов может быть больше или равняться нулю (при полном открытии регулирующего органа).

Общая структура алгоритмов диспетчерского управления ГДП представлена на рисунке 3.

Важными задачами, решаемыми в процессе управления газодобывающим предприятием, являются:

выполнение количественных показателей добычи газа;

обеспечение качественных показателей подготовки газа к транспортировке.

автоматического распределения производительности для КГС и УППГ (УКПГ). Для осуществления второй задачи разработаны и реализованы алгоритмы автоматического поддержания заданного уровня влагосодержания газа.

Уровень ГДП Алгоритм автоматизированного Алгоритм автоматического Уровень ГП Уровень УППГ Алгоритм автоматизированного Алгоритм автоматизированного производительности для УППГ производительности для УППГ Уровень КГС Рисунок 3 - Общая структура алгоритмов диспетчерского Разработка и внедрение дистанционного автоматизированного контроля и управления дебитом газовых скважин является одной из немаловажных задач автоматизации предприятий добычи газа. Система автоматизированного управления дебитом обеспечивает автоматическое измерение мгновенного расхода газа и поддержание его на заданном уровне, путем регулирования степени открытия кранов.

Впервые система автоматизированного управления дебитом скважин прошла испытания в СКУ КГС Комсомольского ГП, в полном объеме внедрена в ИУС Вынгаяхинского и Етыпуровского ГП. Блок-схема алгоритма регулирования дебитом, реализованного в системе автоматизированного управления дебитом скважин, приведена на рисунке 4.

Рисунок 4 – Блок-схема алгоритма регулирования дебитом Основными факторами, определяющими эффективность использования подсистемы автоматизированного регулирования дебита, являются следующие:

оперативное управление режимом работы каждой скважины и всей залежи в целом;

обеспечение оптимального режима эксплуатации каждой скважины и всей залежи в целом;

возможность отказа от использования дроссельных шайб;

сокращение затрат и повышение производительности труда геологической службы за счет автоматизированного регулирования дебита скважин;

повышение эффективности управления объектами добычи газа в целом за счет более полного контроля режимов эксплуатации скважин в режиме реального времени.

Комплексные алгоритмы аварийной защиты технологического оборудования служат для решения одной из важнейших задач, стоящих перед ИАСУ ТП газодобывающего предприятия – обеспечения безаварийной эксплуатации технологического оборудования УКПГ и ДКС и сведение к минимуму возможных последствий возникновения аварийных ситуаций (пожар, загазованность, порыв газопроводов и пр.). В данном исследовании определен состав алгоритмов аварийной защиты, приведен пример блок-схемы одного из алгоритмов («Аварийный останов УКПГ со стравливанием газа»). Комплексные алгоритмы аварийной защиты технологического оборудования УКПГ и ДКС Комсомольского газового промысла реализованы и функционируют в составе рабочего программного обеспечения ИУС КГП в среде SCADA-системы - программно-инструментального комплекса «Орион»

(алгоритмы разработаны на технологическом языке программирования, снабжены комментариями). Для алгоритмов аварийной защиты разработаны блок-схемы и текстовые описания, адаптация алгоритмов для решения аналогичных задач возможна без существенных затрат.

Исследования, проведенные в данной работе, направлены на создание комплексных ИАСУ ТП в газодобывающей отрасли, осуществляющих не только контроль технологических процессов, но и обеспечивающих оптимизацию эксплуатационных режимов и управление производительностью добычи на основе данных моделирования процессов добычи и подготовки газа.

Научные результаты, полученные в данной работе, позволяют сделать следующие выводы:

1. Повышение уровня автоматизации производства – приоритетная задача в стратегии научно-технического процесса газовой отрасли. Эффективное функционирование предприятий газодобывающей отрасли невозможно без внедрения автоматизированных систем управления на базе современных информационных технологий, программно-технических средств и систем коммуникации и связи.

автоматизированной системы управления газодобывающего предприятия, охватывающей все уровни управления (ГС – КГС – УППГ – УКПГ – ДКС – ДП ГП – технологических установок и управление их производительностью. Внедрение ИАСУ ТП ГДП обеспечивает:

надежную и эффективную работу основных и вспомогательных объектов газовых промыслов в соответствии с требованиями технологических регламентов, своевременное обнаружение и ликвидацию режимных отклонений, предупреждение аварийных ситуаций;

повышение эффективности использования производственных мощностей, топливно-энергетических и материально-технических ресурсов, повышение экологической безопасности производства;

производительности труда, сокращение трудозатрат и минимизация численности эксплуатационного персонала, осуществляющего контроль и управление технологическими процессами.

управления и оптимального регулирования, а также алгоритмов аварийной защиты технологического оборудования позволяет:

увеличить длительность периодов бескомпрессорной и безводной добычи газа;

добиться высоких значений конечной газоотдачи пластов;

снизить затраты на добычу газа;

эффективности разработки и эксплуатации газовой залежи, состоящей из нескольких куполов;

уменьшить вредные выбросы в атмосферу;

проводить оперативную локализацию и предотвращение аварийных ситуаций на технологических объектах.

4. Внедрение предложенных в данном исследовании методов и научнотехнических решений приводит к сокращению материальных и временных затрат на проектирование, изготовление и внедрение систем управления и, как следствие, к снижению себестоимости продукции, повышению качества и оперативности принимаемых решений, улучшению экологической обстановки, более эффективному использованию кадрового, технического и промышленного потенциала предприятия.

5. Экономическая эффективность создания и внедрения ИАСУ ТП на примере ИУС Вынгаяхинского ГП подтверждена расчетом экономической эффективности, выполненным в соответствии с «Внутрикорпоративными правилами оценки эффективности НИОКР».

Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК 1. Прилуцкий, М.Х. Многокритериальная задача распределения производительности купола по газовым скважинам /М.Х. Прилуцкий, Е.В. Васильев, В.Е. Костюков //Системы управления и информационные технологии. МоскваВоронеж: «Научная книга», №3.2(29), 2007. - С. 291-296.

2. Битюков, В.С. Интегрированная ИУС Вынгаяхинского и Етыпуровского газовых месторождений /В.С. Битюков, В.М. Пушнов, В.З. Минликаев, Е.В. Васильев, В.Н. Чикало, А.Г. Морозов //Газовая промышленность. М.: Газоил пресс, №10, 2005. - С. 44-48.

3. Пушнов, В.М. Системы и средства автоматизации объектов добычи газа /В.М. Пушнов, Е.В. Васильев, Ю.В. Ващев, А.Г. Аверьянов, М.И. Ерофеев // Газовая промышленность. М.: Газоил пресс, №7, 2002. - С. 76-79.

Публикации в журналах и сборниках научных трудов 4. Васильев, Е.В. Внедрение подсистемы автоматизированного регулирования дебита скважин в АСУ ТП установки предварительной подготовки газа Комсомольского ГМ. /Основные результаты и перспективы решения проблем автоматизации, информатизации и метрологии на предприятиях ОАО «Газпром»: сб.

материалов совещания Отраслевого экспертного совета по автоматизации ОАО «Газпром» - М.: «Недра», 2004. - С. 106- 5. Васильев, Е.В. Информационно-управляющая система Комсомольского газового промысла /Е.В. Васильев, А.П. Бунтовских, Ю.В.Ващев, В.М. Пушнов //Материалы совещания «Пути решения задач комплексной автоматизации строящихся и реконструируемых объектов ОАО «Газпром»» (Ноябрьск, март 2004 г.).

М: ИРЦ ОАО «Газпром», 2004. - С. 29- 6. Ващев, Ю.В. Базовые программно-технические средства, используемые в ИУС, АСУ ТП и системах телемеханики объектов добычи и подготовки газа ООО «Ноябрьскгаздобыча» /Ю.В. Ващев, Е.В Васильев //Материалы совещания «Пути решения задач комплексной автоматизации строящихся и реконструируемых объектов ОАО «Газпром»» (Ноябрьск, март 2004 г.). М: ИРЦ ОАО «Газпром», 2004. С. 17- 7. Ващев, Ю.В. Система контроля и управления кустами газовых скважин на газовых промыслах ООО «Ноябрьскгаздобыча» /Ю.В. Ващев, Е.В. Васильев, В.М. Пушнов //Материалы совещания «Пути решения задач комплексной автоматизации строящихся и реконструируемых объектов ОАО «Газпром»»

(Ноябрьск, март 2004 г.). М: ИРЦ ОАО «Газпром», 2004. - С. 25- 8. Минликаев, В.З. Комплексные решения по автоматизации строящихся и реконструируемых газовых промыслов ООО «Ноябрьскгаздобыча» /В.З. Минликаев, Е.В Васильев //Материалы совещания «Пути решения задач комплексной автоматизации строящихся и реконструируемых объектов ОАО «Газпром»»

(Ноябрьск, март 2004 г.). М: ИРЦ ОАО «Газпром», 2004. - С. 3-10.

9. Фурманчук, В.Т. Многоуровневая информационно-управляющая система газодобывающего предприятия /В.Т. Фурманчук, Ю.В. Ващев, Е.В. Васильев //Территория «Нефтегаз». М.: ЗАО «Камелот Паблишинг», №4, 2005. - С. 10-12.

В печать 19.06.2008. Усл.печ.л. 1,5. Формат 60х90 1/ Заказ № 54. Тираж 100 экз.

Типография ФГУП «ФНПЦ НИИИС им. Ю.Е. Седакова»

Адрес: 603137, г. Н.Новгород, ул. Тропинина, д.

 
Похожие работы:

«Ляпунова Ирина Артуровна РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ МОДЕЛЕЙ ПРОСТРАНСТВЕННО НЕОДНОРОДНЫХ ГЕННОМОДИФИЦИРОВАННЫХ ПОПУЛЯЦИЙ Специальность 05.13.18 – Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Таганрог – 2013 2 Работа выполнена в Южном федеральном университете в г. Таганроге. Научный руководитель : Сухинов Александр Иванович доктор физико-математических наук, профессор, ФГАОУ...»

«СТАРОДУБЦЕВ Игорь Юрьевич МОДЕЛИ И МЕТОДЫ МНОГОЦЕЛЕВЫХ ЗАДАЧ СЕТЕВОГО ПЛАНИРОВАНИЯ В УСЛОВИЯХ НЕЧЕТКОЙ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЕЙ ОПЕРАЦИЙ Специальность 05.13.18 – Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук Воронеж – 2012 Работа выполнена в ФГБОУ ВПО Воронежский государственный университет Научный руководитель : Артемов Михаил Анатольевич доктор...»

«АЛТЫНБАЕВ Равиль Биктимурович ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРАВЛЕНИЯ АВИАЦИОННЫМИ РАБОТАМИ ПО ТЕРРИТОРИАЛЬНОМУ РАСПРЕДЕЛЕНИЮ АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ НА ОСНОВЕ ИНФОРМАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ (НА ПРИМЕРЕ АГРОПРОМЫШЛЕННОГО КОМПЛЕКСА) Специальность: 05.13.06 Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (в промышленности) АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук Уфа – Работа выполнена в ФГБОУ ВПО Оренбургский государственный...»

«Сачкова Елена Федоровна Методы, алгоритмы и программы приближенного решения задачи управления 05.13.11 Математическое и программное обеспечение вычислительных машин, комплексов и компьютерных сетей 05.13.01 Системный анализ, управление и обработка информации (технические наук и) АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Переславль-Залесский 2009 г....»

«ЗАГРЕБНЕВА Анна Дмитриевна СТРУКТУРООБРАЗОВАНИЕ В ПОПУЛЯЦИОННЫХ СИСТЕМАХ, ОБУСЛОВЛЕННОЕ ЯВЛЕНИЕМ ТАКСИСА 05.13.18 – математическое моделирование, численные методы и комплексы программ АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук Ростов-на-Дону 2010 Работа выполнена в отделе математических методов в экономике и экологии НИИ механики и прикладной математики им. Воровича И.И. Южного федерального университета, г. Ростов-на-Дону Научный...»

«Жериков Андрей Валерьевич ПРИМЕНЕНИЕ КВАЗИГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ УРАВНЕНИЙ ДЛЯ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ТЕЧЕНИЙ ВЯЗКОЙ НЕСЖИМАЕМОЙ ЖИДКОСТИ 05.13.18 – Математические моделирование, численные методы и комплексы программ АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук. Москва, Работа выполнена на...»

«МАЛКОВ Артемий Сергеевич МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ АГРАРНЫХ ОБЩЕСТВ Специальность 05.13.18 – Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук Москва – 2005 Работа выполнена в Ордена Ленина Институте прикладной математики им. М.В. Келдыша Российской академии наук Научные...»

«Гильмуллин Ринат Абрекович МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ В МНОГОЯЗЫКОВЫХ СИСТЕМАХ ОБРАБОТКИ ДАННЫХ НА ОСНОВЕ АВТОМАТОВ КОНЕЧНЫХ СОСТОЯНИЙ 05.13.11 - Математическое и программное обеспечение вычислительных машин, комплексов и компьютерных сетей АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук Казань – 2009 Работа выполнена на кафедре теоретической кибернетики государственного образовательного учреждения высшего профессионального...»

«Максаков Алексей Владимирович ПОВЫШЕНИЕ РЕЛЕВАНТНОСТИ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ТЕМАТИЧЕСКОГО ПОИСКА ИНФОРМАЦИИ В WEB Специальность 05.13.11 – математическое и программное обеспечение вычислительных машин, комплексов и компьютерных сетей АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук МОСКВА 2007 Работа выполнена на кафедре автоматизации...»

«Грибанова Екатерина Борисовна АЛГОРИТМЫ И КОМПЛЕКС ПРОГРАММ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ ИМИТАЦИОННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ ПРИКЛАДНОЙ ЭКОНОМИКИ Специальность 05.13.18 Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Томск – D Работа выполнена в Томском государственном университете систем управления и радиоэлектроники. Научный руководитель : доктор технических наук, профессор Мицель Артур...»






 
© 2013 www.diss.seluk.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Авторефераты, Диссертации, Монографии, Методички, учебные программы»

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.