Автоматизация процесса диспетчерского управления объектами добычи газа

• Автор: Чикало, Василий Николаевич
• Шифр специальности: 05.13.06
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2003
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 144 с. : ил

ВВЕДЕНИЕ
Глава 1. Диспетчерское управление добычей газа состояние проблемы и постановка задачи исследования

1.1. Характеристика технологического процесса добычи газа

1.2. Анализ фукционироваия системы диспетчерского управления

технологическим процессом добычи газа

1.2.1. Задачи и иерархия системы ОДУ ГДП.

4 1.2.2. Структура АСУ ТП добычи газа и основные характеристики

процесса диспетчерского управления.

1.3. Тенденции развития систем диспетчерского управления и

постановка задачи исследования.

1.4. Иерархия целей и задач ОДУ технологическим процессом добычи

газа системные аспекты автоматизации ДУ
1.5. Диалоговая система выбора проектных решений при создании АСДУ добычи газа.
Выводы по главе 1
Глава 2. Математическое обеспечение задач распределения заданной производительности по технологическим объектам газовых месторождений.
2.1. Постановка задач рационального распределения объемов добычи
2.1.1. Постановка задачи распределения заданной производительности
между промыслами УКПГ
2.1.2. Постановка задачи распределения заданной производительности
промысла по технологическим объектам.
2.2. Модели объектов управления
2.2.1. Агрегированная модель разработки месторождения
2.2.2. Модели технологических объектов газового промысла.
2.3. Распределение заданной производительности между УКПГ.
2.3.1. Распределение планируемой производительности между УКПГ
2.3.2. Распределение заданной текущей производительности между
2.4. Алгоритмы решения задачи распределения производительности
между УКПГ в частных случаях.
2.4.1. Решение задачи при мгновенном вводе скважин и газовом режиме работы пласта
2.4.2. Решение задачи при мгновенном вводе скважин и жестком водонапорном режиме работы пласта
2.5. Модель распределения заданной производительности промысла
по технологическим объектам.
2.6. Алгоритмы решения задачи распределения заданной
производительности промысла по технологическим объектам.
2.6.1. Решение при отсутствии управляющих штуцеров.
2.6.2. Решение при наличии управляющих штуцеров
2.7. Примеры решения задач распределения заданий по добыче газа
между УКПГ и кустами скважин.
2.8. Рекомендации к выбору стратегий управления внутрипромысловой газосборной сетью
Выводы по главе 2
Глава 3. Алгоритмы автоматизированного диспетчерского 4 управления Заполярным ГНКМ
3.1. Алгоритм единого диспетчерского управления ЕДУ УКПГ1С и УКПГ2С Заполярного ГНКМ.
3.2. Алгоритмы формирования плановых заданий по добыче уровни
Ц ДЛ и НГДУ.
3.3. Алгоритмы ДУ уровня УКПГ.
3.3.1. Алгоритм распределения производительности УКПГ по технологическим ниткам осушки газа
3.3.2. Алгоритм распределения производительности УКПГ по кустам
газовых скважин алгоритм регулирования давления в коллекторе
после ЗПА
3.4. Решение смежных задачи нижнего уровня ЕДУ
3.4.1. Алгоритм автоматического регулирования подачи ДЭГа ТЭГа в абсорберы цехов осушки
3.4.2. Алгоритм автоматического распределения подачи метанола в
шлейфы ЗПА и на кусты газовых скважин
3.5. Реализация структурных решений для АСДУ месторождений
Заполярное и Юбилейное.
3.5.1. Анализ потоков информации в системе ОДУ
3.5.2. Рекомендации по структуре, составу и организации прораммнотехнического комплекса диспетчерских и оперативнопроизводственных служб
Выводы по главе 3.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ
ПРИЛОЖЕНИЕ
ПРИЛОЖЕНИЕ 2 Акт о внедрении результатов диссертационной работы

ВВЕДЕНИЕ


В связи с труднодоступностью большинства районов месторождений и с целью повышения эффективности разработки и сокращения капитальных затрат на разбуривание широко используется кустовой способ расположения скважин скважин в кусте по газоносной площади и наклонное бурение. Например, месторождение Медвежье имеет длину 0 км и ширину до км . На месторождении построено 9 газовых промыслов ГП, каждый из которых включает установку комплексной подготовки газа УКПГ и дожимную компрессорную станцию ДКС с тремя турбоагрегатами. На каждой УКПГ имеется ряд вспомогательных объектов объекты электроснабжения, водоснабжения, очистные сооружения и др. Длина шлейфов, по которым газ со скважин поступает на УКПГ, достигает на южном и центральном участках 1,5 км, на северном т км. Расстояние между УКПГ от 8 до км. Все газовые промыслы через систем межпромысловых коллекторов и газопроводовподключения соединены с газотранспортной системой ОАО Газпром, которая входит в единую систему газоснабжения ЕСГ России. Газодобывающее предприятие ГДП одно из важнейших звеньев единой динамической системы, охватывающее газоносный пласт или ряд расположенных друг над другом газоносных пластов, сеть газовых скважин, дренирующих эти пласты, а также газопромысловые установки для подготовки газа к дальнему транспорту и систему внутрипромысловых газосборных сетей межпромысловый коллектор. Схема подготовки и транспорта газа, сложившаяся на газодобывающих предприятиях Крайнего Севера, представлена на рис. Скважины, газосборная сеть ТСС, УКПГ, ДКС и вспомогательные объекты составляют газовый промысел ГП. Все ГП газопромыслового управления ГПУ соединены межпромысловым коллектором МПК. В состав газодобывающего предприятия может входить несколько ГПУ. Хотя отдельные элементы этой системы рассредоточены на площади несколько десятков и даже сотен квадратных километров, но все они взаимосвязаны и участвуют в едином технологическом процессе добычи газа. Газодобывающее предприятие создается для эксплуатации пласта и одна из его основных задач поддержание рационального режима разработки залежи, в чем и заключаются функции технологических объектов основного производства . Рис. Схема подготовки и транспорта газа на газодобывающем предприятии. Газоносный пласт и скважины важнейшие объекты добычи природного газа. Свойство пласта определяются составом породы газоносных коллекторов, их пористостью и проницаемостью, глубиной залегания и тепловым режимом пласта, содержанием и положением различных вод в пласте и т. Природный газ находится в пласте под давлением, значительно превышающем атмосферное, однако в процессе эксплуатации запасы потенциальной энергии пласта уменьшаются в результате падения пластового давления и истощения залежи. Потери энергии в разных режимах добычи различны, так как неоднородны коллекторские свойства пласта, неодинаковы процессы конденсато и гидратообразования, накопления воды в отдельных скважинах и шлейфах. Под режимом работы газоносного пласта понимают проявление доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласге и обуславливающей приток газа к скважинам в процессе разработки. Режим существенно влияет на разработку залежи, а наряду с другими факторами определяет основные условия эксплуатации, к которым относятся темп падения давления и дебитов газа, обводнение скважин и т. Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин понимаются условия, при которых происходит отбор газа из скважин, а также комплекс работ, необходимых для нормальной эксплуатации скважины и прискважинного оборудования. Технологический режим должен удовлетворять двум основным требованиям получение возможно большего дебита газа при минимальной затрате пластовой энергии и соблюдение условий охраны недр и правил техники безопасности . Газ на месторождении собирается для комплексной очистки, осушки и дальнейшей транспортировки. В приложении на рис. П. 1. ГП5 Медвежьего месторождения . Общее число эксплуатационных скважин . Кустовые и одиночные скважины шлейфами, длиной порядка м соединены с УКПГ. Система сбора выбирается, исходя из необходимости обеспечения бесперебойной подачи газа с минимальными потерями, удобства обслуживания и минимальных расходов на е сооружение и эксплуатацию.