CC BY
63
УДК 62-52
П. П. Замосковин, А. А. Андреев, В. В. Бочарников, В. В. Кожакин, В. Е. Родованов
МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРНЫМИ РЕЖИМАМИ ПРОМЫСЛОВЫХ СКВАЖИН
Состояние проблемы
Астраханское газоконденсатное месторождение (ГКМ) занимает лидирующее положение среди подобных месторождений как по степени присутствия в добываемой пластовой смеси особо опасной компоненты - сероводорода, объем которого превышает 25 %, так и по уровню автоматизации функции контроля и управления промысловыми объектами [1].
Астраханское ГКМ изначально введено в эксплуатацию под контролем автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП), в которой применялись новейшие на момент пуска достижения в области систем локальной и централизованной автоматики, вычислительных средств сбора, хранения и выдачи управляющих воздействий, в том числе дистанционных, на объекты промысла с применением выделенных линий связи [2].
Несмотря на высокую степень автоматизации промысла в рамках действующей системы АСУ ТП, характеризующейся существенной централизацией на уровне дистанционного диспетчерского контроля и управления, в системе АСУ ТП отсутствует реально действующая функция автоматического регулирования температурного профиля от скважин до входа газоперерабатывающего завода [3].
Задача исследования
Учитывая особую важность функции обеспечения температурного профиля промысла, в разряд актуальных первоочередных задач мы поставили задачу создания эффективной модели управления температурным профилем Астраханского промысла, проектирования и инсталляции в составе действующей системы автоматизации промысла принципиально нового механизма обеспечения необходимого температурного профиля с учетом динамически, в реальном масштабе времени, формируемых температурных градиентов - информационно-измерительной управляющей системы (ИИУС) автоматического управления температурным профилем промысловых скважин и трубопроводной системы Астраханского ГКМ [4].
Создание указанной системы позволило:
— обеспечить комфортные условия поставки пластового флюида на вход газоперерабатывающего завода при строго постоянной номинальной температуре. Это приводит к существенной экономии топливного газа, расходуемого на подогрев добываемого пластового флюида в подогревателях на площадках скважин, стабилизации режимов сепарации газа и его дальнейшей переработки и, как следствие этого, повышению качества и степени извлечения товарных компонентов и сокращению энергетических затрат и эксплуатационных расходов на переработку;
— обеспечить точное соответствие технологических режимов транспортировки и переработки добываемого сырья действующим технологическим регламентам, что ведет к повышению износоустойчивых свойств трубопроводной системы и оборудования переработки, удельному сокращению использования дорогостоящих материалов и реагентов на профилактические и восстановительные процедуры;
— обеспечить более высокую степень экологической безопасности для всего цикла технологического процесса - от извлечения сырья до получения товарной продукции в результате его переработки.
Постановка задачи
Целью исследования являлась разработка ИИУС, предназначенной для выравнивания и поддержания заданного температурного профиля - от промысловых скважин действующего фонда Астраханского ГКМ до входа газоперерабатывающего завода в автоматическом режиме. Следует отметить, что ИИУС прозрачна для дистанционного диспетчерского воздействия на температурные режимы работы подогревателей на площадках скважин в приоритетном режиме.
Сформулированные и решенные в процессе выполнения работы задачи включают в себя следующее:
1. Исследование промысловой зоны в качестве объекта автоматизации.
2. Определение целевых функций управления.
3. Оптимизация топливно-энергетических затрат на подогрев газа на площадках скважин.
4. Учет теплотворной способности подогревателей при выдаче управляющих воздействий.
5. Разработка математической модели конфигурирования и поддержания температурного профиля промысловых объектов.
6. Алгоритмизация и программирование технических решений, призванных обеспечить реализацию функций поддержания температурного профиля промысла.
7. Разработка методики оценки достоверности выбора параметров температурного профиля с учетом весовых коэффициентов при позиционировании режимов работы подогревателей.
8. Организация и реализация на средствах действующей системы контроля и управления промыслом системы хранения и актуализации параметров температурного профиля скважин в различных режимах работы.
1. Математическая модель ИИУС
Выбор подхода к регулированию температуры в автоматическом режиме был сделан в пользу двухконтурного метода регулирования: скважинный контур - от площадки скважины до входа на манифольде и магистральный контур - от выхода с установки предварительной подготовки газа (УППГ) до входа завода, вся промысловая зона сегментируется на 8 самостоятельных подсистем [5].
Каждая такая зона обустроена самостоятельным контуром регулирования температуры. Таким образом, каждый магистральный трубопровод с подключенными к нему скважинами образует самостоятельную двухконтурную систему регулирования.
Отправными точками магистральных контуров регулирования являются наиболее приближенные ко входу завода клапанные блоки (узлы, оснащенные запорной арматурой для рассечения магистрального трубопровода на отдельные участки при возникновении нештатных ситуаций), обустроенные датчиками контроля температуры Тмт11, Тмт12, Тмт3, ..., Тмтг-. Для каждого такого контура регулирования определяются уставки по температуре газа для выхода с УППГ и площадок скважин, подключенных к магистральному трубопроводу. В последующем изложении, учитывая типичность контуров, все определения, применяемые при описании математической модели, будут ограничиваться одним контуром регулирования. При необходимости особенности конкретных контуров будут специфированы дополнительно.
Заданная температура Тздн для наиболее близкого к заводу клапанного блока одного контура в общем случае отличается от таковой для другого контура. Это связано с различной удаленностью от завода соответствующих клапанных блоков.
Задачей контура является максимальное приближение сверху температуры Тмт к значению Тздн.
1.1. Совокупность промысловых параметров и их функциональная зависимость
Указанная выше задача приближения сверху температуры Тмт к значению Тздн решается за счет изменения режимов работы подогревателей. Величина необходимых изменений рассчитывается ИИУС по установленным алгоритмам, начиная от входа завода вверх по потоку: сначала для выхода УППГ ТУППГ, затем для каждой из семейства i скважин, подключенных к магистральной трубе Тсквi, с учетом ограничений на применение скважин в контуре регулирования.
Целевую функцию управления для стационарного режима транспортировки газа можно записать в виде
Тмт ^ Тздн COnSt.
Основные промысловые параметры: фактическая температура на входе завода, Тмт; суммарный расход по магистральной трубе, ^сум.мт; температура газа на площадках семейства i скважин, подключенных к магистральной трубе; Тсквг- образуют функциональную зависимость, представленную следующей формулой:
Тмт = f (^Сум.мт, ТСКв;). (1)
Фактическая температура пластового флюида на входе завода (ближайшем клапанном блоке) пропорционально зависит от расхода газа по магистральной трубе. Чем больше расход газа, тем выше скорость потока в рабочем диапазоне расходов и тем меньше потери тепла за счет диссипации в окружающую среду [6].
С увеличением исходящей температуры газа на скважинах ТсквЬ подключенных к магистральной трубе, увеличивается также (при сохранении расхода ^суммт по магистральной трубе) результирующая температура на входе завода Тмт.
В равновесных условиях, при отсутствии трендов на изменение температуры на площадках скважин, сборном манифольде УППГ и входе завода Тсквг- = const, ТУППГ = const, Тмт = const, формула (1) упрощается до вида
Тмт = Тздн + (1 / (n + 1)) ■ ЛГм, (2)
где ЛТм - ширина «мертвой» зоны для температуры на входе завода (рис. 1); n - долевой множитель для «мертвой» зоны, n > 1.
Рис. 1. Зоны регулирования температур
Как было указано выше, ширина «мертвой» зоны характеризуется классом точности измерительной системы и определяется при метрологической аттестации системы измерения показаний.
При первом включении ИИУС вычисляются уставки для скважин, подключенных к магистральному трубопроводу, исходя из температуры на входе завода, равной Тмт. Последующая активация моделей ИИУС выполняется после стабилизации температурного профиля промысла по крайней мере на двух из трех рассматриваемых уровней промысла: вход завода Тмт = const и выход УППГ ТУППГ = const. Оставшийся третий уровень - уровень площадок скважин - является наиболее динамичным с точки зрения изменения температуры газа, поэтому стабилизация температурных режимов абсолютно всех скважин, подключаемых к магистральной трубе, является событием эксклюзивным и при большом количестве скважин может провоцировать длительную приостановку системы регулирования температуры. Поэтому соотношение Тсквг- = const проверяется для подключенных к трубе i скважин не на строгое соответствие, а только хотя бы для большего числа скважин (более 50 %).
Суммарный расход газа по магистральной трубе ^сумскв (суммарная производительность скважин) рассчитывается по формуле
^сум.скв -^скв.1 + ^скв.2 + ••• + -^скв.^
где n - общее количество скважин, подключаемых к магистральной трубе.
Таким образом, в равновесном режиме при увеличении потока F^- хотя бы одной из скважин, подключенных к трубе, что соответствует в общем случае увеличению отбора газа заводом, в силу пропорциональной зависимости, согласно (1), между Тмт и ^суммт, потребуется уменьшение уставок по температуре ТсквЬ поскольку, согласно (1), между Тмт и Тсквг- также существует пропорциональная зависимость.
1.2. Влияние изменения суммарной производительности скважин и потребления сырья заводом на температурный режим входа завода
1.2.1. Реакция на изменение потребления газа заводом
Пусть имеет место равновесный температурный режим. Это означает, что выполняется ряд условий, а именно, в соответствии с (2):
Тмт = Тздн + (1 / (n + 1)) ■ ЛТм,
Тсквг- = const, ТУППГ = const, Тмт = const.
Автоматическое регулирующее воздействие, вычисляемое соответствующими программными модулями ИИУС, будет предпринято при возникновении значимого отклонения температуры пластового флюида на входе завода Тмт от заданной температуры в этой точке Тздн с учетом приращения (1/(n + 1)) ■ ЛТм. Чтобы проиллюстрировать метод определения величины корректирующего воздействия на подогреватели газа на скважинах, введем определение понятия прогон -цикл работы ИИУС для расчета и выдачи корректировок. Начало прогона соответствует моменту запуска (активации) функционального блока вычисления корректирующих воздействий:
— [р - 1] - предшествующий прогон;
— [р] - текущий прогон;
— [р + 1] - следующий прогон.
Для определения признаков начала расчета проведем исследование влияния изменения ^суммт на температуру входа завода Тмт в соответствии с формулой (1). Предположим, что в течение [р - 1] прогона температурный профиль находился в равновесном состоянии, т. е.
Тмт = Тздн + (1/(n + 1)) ■ ЛТм
при выполнении условий Тсквг- = const, ТУППГ = const, Тмт = const, а также стабилизации потоков F^j вблизи значений соответствующих уставок на скважинах.
Тмт[р - 1] ^-^сум.мт [р - 1], Тсквг[р - 1]Х
Тмт[р - 1] = Тздн + (1/(n + 1)) ■ ЛТм[р - 1],
-^сум.скв [р - 1] Fмт.здн[p -
где F^^ _ 1] - суммарная уставка по расходу магистральной трубы во время прогона [р - 1].
Пусть при выполнении текущего прогона [р] будет зафиксировано изменение текущего расхода F^.^, м на величину F^. Это приведет к изменению температуры газа на входе завода:
Тмт[р] УС^сум.мт [р], Тсквг[р]Х * сум.мт [р] сум.мт [р - 1] ^Дмт?
^сум.скв [р] ^мт.здн[р] ^сум.скв [р - 1] ^мт.здн[р — 1],
Т = Т ± Т • Т ~ Т ± Т
1 мт[р] 1 мт[р-1] 1 Лмт ? 1 мт[р] ~ 1 здн 1 Лмт*
Таким образом, при увеличении отбора газа заводом на величину Fa„ произойдет увеличение температуры газа на входе завода на величину ТЛмт. И наоборот - при уменьшении отбора газа заводом на величину FAm произойдет уменьшение температуры газа на входе завода на величину ТАмт.
При этом
Тздн ± ТЛмт ^-^сум.мт [р - 1], Тсквг[р - 1]) ± Л^АмтХ
Следовательно, функция ИИУС сводится к определению такого изменения уставок по температуре на скважинах ТАсквЬ чтобы при новом установившемся режиме с повышенным/пониженным расходом для прогона [р + 1] выполнялись соотношения:
Тмт[р + 1] УС^сум. мт[р + 1], Тсквг[р + 1]Х
ТДсквг =У(^Дмт),
Г = Г ± Г
сум. мт [р + 1] сум. мт [р] /
Дмт
мт[р + 1 ]
мт[р - 1 ] '
Т
зд
Влиянием изменения давления на входе завода на температурный режим в этой точке (например, падением температуры при редуцировании давления) пренебрегаем по двум основным причинам:
— параллельно с функционированием ИИУС система АСУ ТП промысла поддерживает процессы стабилизации давления на входе завода, что практически дезавуирует требование по подстройке температуры;
— в случае, когда механизм стабилизации давления в рамках АСУ ТП временно не функционирует, рассматриваемая ИИУС реагирует на факт изменения температуры при изменении давления как на внешний непараметрируемый фактор.
1.2.2. Реакция на изменение суммарной производительности скважин
Пусть в течение определенного прогона [р] ИИУС фиксируется изменение расхода по магистральной трубе для промысла Гсум.скв:
Гсум.скв[^] Гсум.скв[^ - 1] ± Гизм.[^].
Учитывая, что при изменении расхода внешние для ИИУС составляющие системы автоматизации промысла, например подсистема поддержания стабильности давления на входе завода, могли автоматически изменить температуру газа на скважине при изменении её расхода, ИИУС проверяет качество настройки температурных контуров для каждой скважины при изменении общего расхода Гсум.скв. Если расход скважины не менялся, будет выполняться соотношение
Г = Г
скв/[р] скв/[р - 1]-
Такая скважина не подвергается дальнейшим проверкам, т. к. ее режим по расходу остался стабильным.
Если для скважины имеет место соотношение
Гскву[^] ф Гскв][р - 1^
то ИИУС выполняет проверку правильности установки температурного профиля скважины на основе данных соответствующего динамического паспорта скважины (рис. 2).
30 35 40 45 50 56 60 65
2000 8.07 8.12 8.17 8,22 10.84 11.75 14.61 17,57
3000 8,02 8.07 8.12 8.17 10.79 11.7 14.Se 17.52
4000 7.97 8.02 8.07 8.12 10.74 11.65 14.51 17.47
5000 7.92 7.97 8.02 8.07 10.69 11.6 14.46 17.42
6000 7.87 7.92 7.97 8.02 10.64 11,55 14.41 17.37
/ООО 7.82 7.87 7.92 7.97 10.59 11.5 14.36 17.32
8000 7.77 7.82 7.87 7.92 10.54 11.45 14.31 17.27
9000 7.72 7.77 7.82 7.87 10.49 11.4 14.26 17.22
10000 7.67 7.72 7.77 7.82 10.44 11,35 14.21 17.17
11000 7.62 7.67 7.72 7.77 10.55 11,16 13,1 17,12
12000 7.57 7.62 7.67 7,72 9.62 9,19 13.24 17.07
13000 6.62 6.67 6.72 6,77 9.47 9,42 11.69 17.02
14000 5.67 5.72 5.77 5,82 8.49 9.13 11,69 16,97
15000 5.43 5.48 5.53 5.58 7.52 8,83 11,05 16.92
16000 5.19 5.24 5.29 5.34 6.95 9,63 10,62 16.87
17000 4,76 4.81 4,86 4.91 6.89 9.14 10.57 16.82
18000 5.46 5.51 5.56 5,61 7,24 8,46 10.52 16.77
19000 4.08 4.13 4.18 4,23 6.09 7,88 10.47 16.72
20000 4.61 4.66 4.71 4,76 5,76 8,91 10,42 16,67
21000 3,99 4.04 4.09 4,14 6.31 7,12 10.37 16.62
22000 4.04 4.09 4.14 4,19 6.32 7,78 10.32 16.57
23000 4.2 4.25 4.3 4,35 5.78 6,29 10.27 16.52
24000 3.87 3.92 3.97 4,02 6.66 6,75 10,22 16.47
25000 3.82 3.87 3.92 3.97 5.48 7,35 10.17 16.42
26000 4.1 4.15 4.2 4,25 5.43 7.3 10.12 16.37
27000 4.05 4.1 4.15 4.2 5.38 7,25 10.07 16.32
28000 4 4.05 4.1 4.15 5.33 7.2 10.02 16.27
29000 3.95 4 4.05 4.1 5.28 7.15 9.97 16.22
30000 3.9 3.95 4 4.05 5.23 7.1 9.92 16.17
31000 3.85 3.9 3.95 4 5.18 7.05 9.87 16.12
32000 3.8 3.85 3.9 3.95 5.13 7 9.82 16.07
33000 3.75 3.8 3.85 3.9 5.08 6.95 9.77 16.02
34000 3.7 3.75 3.8 3.85 5.03 6.9 9.72 15.97
35000 3.65 3.7 3.75 3.8 4.98 6.85 9.67 15.92
9 с£ £ & 0 я 2 0 н -О Н О о я 3 Сц СКВ122
14 13 12 11 10 9 3 7 6 5 4 3 2 1
"I >
3 г
■ V Г *1 Тт 10 9
Я
|*Ч П к
с 9) г 5
2000000« ЯвОООООС ооооооос й о Л п 5 « { Ра О 45 о О 60 О Степенная (50) Степенная (65) ■ . 5 : схс 50 65 -Ст ? О о 1 п п 5 О О < ; б Я д, м3/час епенная (5‘ 90000000 ЗоОооооо О 55 Степенная (45) >) Степенная (60)
Рис. 2. Пример паспортного файла температурного профиля скважины (падение разности температур в точках «Скважина» и «Манифольд» с ростом расхода)
В общем случае при F^ip] ^ - 1] вычисления имеют вид:
АТтабл.г f(Fтабл.г, ^табл.г'Х АТтаблл + 1 ^^табл.Ь Ттабл.г + 1)?
АТтабл.]' fFгабл.j, ^табл.г'Х АТтабл.у + 1 fFгабл.j, Ттабл.г + 1)?
АТтабл.г, j (Ттабл.г — Ттабл./) / С^табл.у — ^таблл'Х АТизм.г, j (Fckb — ^табл.О ^Ттабл.г,/5 (АТтабл.г — АТтабл.у) fFCKBj ^табл.г'Х (АТтабл./+1 — АТтабл.г + 1,/) ^i-^^CKB? Ттабл.г + 1)?
АТизм
— (((АТтабл./ + 1 АТтабл.г + 1, j (АТтабл.г АТтабл.у)))/(АТтабл.г + 1 АТтабл.г )) ■ (Тскв - Ттабл.г)5 АТскв (АТтабл.г — АТтабл.г, j) + АТизм?
АТскв — f(FcKB, Тскв),
ТупПГ — Тскв — АТскв,
Тдифф ^уст.ман — ТУППГ?
Тман.г Ттабл.г — (АТтабл.г — АТтабл.г, jX Тман.г + 1 Ттабл.г + 1 — (АТтабл.у + 1 — АТтабл.г + 1, jX ^уст.нов Тскв + ((Тдифф ' 1) / ((Тман.г + 1 — Тман .г)/(Ттабл.г + 1 Ттабл.г
))).
/.5. Выравнивание температурного профиля на сборных манифольдах УППГ Выравнивание температурного профиля на сборных манифольдах УППГ выполняется с целью сокращения топливно-энергетических затрат на подогрев газа за счет снижения потерь на перемешивание газа на входе манифольда от различных скважин.
Условием для начала процедуры выравнивания является стабилизация температурных профилей скважин на уровне УППГ и скважин для магистральной трубы:
Тмт — const, Тсквг — const, Тг — const,
где Тг — температура на входе манифольда для г-й скважины.
При этом средняя температура на входе манифольда для данной магистральной трубы составит:
Т — S k ■ T
ср.ман " /vz
k — F / SF,
где k — весовой коэффициент, пропорциональный доле расхода от г-й скважины F в общем расходе скважин SFj, находящихся в контуре автоматического управления для данной магистральной трубы.
В случае, если выполняется соотношение
T — Т ± АТ
А г А ср.ман -L- z-x-i погр?
где АТдогр — нормированная величина погрешности измерения температуры; корректировка уставок для г-й скважины не выполняется.
Если указанное выше равенство не выполняется, вычисляется величина необходимого приращения уставки по температуре для г-й скважины:
АТ — T — Т .
Li-t изм.г -L г -L ср.ман*
Пусть это неравенство не выполняется на прогоне [р - 1], тогда
т. е., на текущем прогоне для скважины будет сформирована новая уставка ТустА[р], которая обеспечит в совокупности с другими уставками подобного типа выравнивание температуры на входе манифольда для различных скважин.
1.4. Обеспечение динамического температурного паспорта скважины Регистрация данных, необходимых для создания динамического температурного паспорта скважины, выполняется штатной системой автоматизации. Информационно-измерительная управляющая система извлекает данные регистрации измерений температуры, обрабатывает и размещает их в текстовом файле следующей структуры:
где - количество измерений в данной рабочей точке.
Элементы ДТ’табл.гМ Т, повторяются в строке таблицы для фиксированных значений температуры газа на площадке скважины с шагом 5 °С в диапазоне от 30 до 65 °С.
Количество строк таблицы соответствует числу режимов по расходу скважины в рабочем диапазоне расходов (например, от 2 000 до 37 000 м3/ч) с шагом 1 000 м3/ч.
Значения ДТтабл.г- и Т, представлены в таблице в качестве средних и вычисляются в каждом прогоне.
Позиции таблицы с заполненными называются рабочими.
Пусть N - общее количество рабочих позиций для какого-либо значения температуры.
Тогда общее количество измерений в этих рабочих позициях составит:
Для отбраковки недостоверных показаний введем два критерия отбраковки. На первом этапе используется параметрическая величина отбраковки - процент отбраковки показаний, не имеющих необходимой частоты проявления на первом этапе.
Таким образом, при значении параметрической величины отбраковки на первом этапе для Астраханского промысла 25 % первый критерий отбраковки равен:
получаем общее количество показаний, участвующих в формировании второго критерия отбраковки N1:
Среднее количество измерений для одной рабочей позиции составит после отбраковки данных на первом этапе:
Таким образом, при значении параметрической величины отбраковки на втором этапе для Астраханского промысла 50 % второй критерий отбраковки равен:
(3)
(4)
(5)
Рі = 0,25 ■ ЄСр.
После отбраковки измерений, не удовлетворяющих условию
•З > Рі,
(6)
N1 < N
Тогда общее количество измерений в этих рабочих позициях составит:
01 = 2*,-.
(7)
(8)
бср.і=еж-.
(9)
Р2 = 0,50 ■ бсрі.
(10)
После отбраковки измерений, не удовлетворяющих условию
Зг > Р2,
(11)
получаем общее количество показаний, образующих пул достоверных (надежных) значений, на основе которых строится таблица паспортных значений (динамический паспорт скважины), содержащая, в соответствии с (3), величины ^табл.г, ЛТтабл.г,[5г], Тг.
В процессе работы ИИУС происходит постоянная актуализация таблицы новыми данными, а также пересчет и отбраковка данных при каждом прогоне системы ИИУ С в соответствии с формулами (4)-(11).
Параллельно с формированием динамического паспорта скважины формируется таблица весовых коэффициентов (рис. 3). Структура таблицы аналогична структуре динамического паспорта скважины.
-14
34000 - [000] -[000] [000] - [000] -[000] - - [000] -[000] - - [000]
35000 - [ООО] - - [ООО] :ооо: - [000] - -[000] - - [000] - - [000] - - [000] -
22_? 1 ом_с!е1 ta 1x1
1=30 Первый критерий: 1 -->1 == 0.25
1=30 критерии: 1 - = 0.50
1=35 Первый критерии: 2 --> 2 = 0.25
г=35 Второй критерии: 2 - > 2 = = 0.50
1=40 Первый критерии: 5 --> 7 = 0.35
1=40 критерий: 5 - > 7 = = 0.70
1=45 Первый критерий: 17 --> 163 = 2. 40
1=45 Второй критерии: 15 -> 180 = 5 33
1=50 Первый критерии: 20 --> 478 — 5. 97
1=50 Второй критерии: 16 -> 472 — 14.75
1=55 Первый критерий: 18 --> 874 = 12
1=55 критерии: 5 - > 827 = 82 70
1=60 Первый критерии: 14 106 83
1=60 Второй критерии: 9 - > 101 61
1=65 Первый критерий: 4 - -> 22 = 1.38
1=65 Второй критерий: 4 - > 22 = 2.75
Р1_0> 1=30(со1 Зтагг f 1=35(со1 )п э.mf 1=40(со1 шапіґ 1=45(соїЗтапі ґ 1=50(сої)тапі ґ 1=55(со1 Зтапі f 1=60(сої )тапі ґ 1=В5(со1Зтапі f
2000 - [000] - -[000] [000] - [000] - -[000] - - [000] - -[000] - - [000] -
3000 - [ООО] - -[ООО] :ооо: - [000] - -[000] - - [000] - - [000] - - [000] -
4000 - [ООО] - -[ООО] :ооо: - [000] - 21.77 [001]27.44 - [000] - - [000] - 22.2ВС015343.В7
5000 -[ООО] - -[ООО] :ооо: -[000] - -[000] - 17.41[006]36.28 17.77 [001]44.30 22.В4[003]42.21
6000 - [ООО] - -[ООО] :ооо: В.92[004]36.41 15.58(013)34.92 - [000] - - [000] - 18.64[002]45.25
7000 - [000] - -[000] 20.68 :ооі: 16.99 В.80[007]36.80 14.15(013)35.35 1 В.1В[001]37.07 16.83(012)43.05 19.45[002]44.78
8000 - [ООО] - -[ООО] :ооо: - [000] - 14.50(01 9)35. 55 1 2.53[001]43.90 14.39[008]45.7В -[000] -
ЭООО - [ООО] - -[ООО] :ооо: В.97[003]35.43 24.59 [001]23.ВВ - [000] - 14.49[008]45.49 -[000] -
10000 - [ООО] - -[ООО] :ооо: 5.71 [004]38.82 -[000] - 11.91[008]42.86 - [000] - - [000] -
11000 - [ООО] - 13.56 [001]23.58 15.48 :ооі: 23. 21 Є.35[002]39.01 11.67 [002]38. В4 13.51[003]43.30 13.20[007]45.43 -[000] -
12000 - [000] - - [000] 15.85 :оог: 25.05 12.49[003]33.86 10.26(017)39.95 12.24 [002]43.48 12.68(030)47.03 -[000] -
13000 - [ООО] - - [000] :ооо: - [000] - 8.37 [002]44.89 12.21 [003]43.40 12.80[008]46.69 -[000] -
14000 1 2. 34 [001] 17.-: 1 14.43[001] 1 8.63 20. 60 :оог: 1 Э. 41 В.48(0123 38.85 12.32 [009]37.11 15.0В[007]41 .05 15.11(021)43.91 -[000] -
15000 - [ООО] - - [000] :ооо: 4.85 [004]39.23 5.81 [007]45.03 - [000] - - [000] - -[000] -
16000 - [000] - - [000] 1 .61 :ооі: 39.95 4.84(019340.27 4.84[007]44.95 В.52 [001]48.72 8.82 [001]48.12 -[000] -
17000 - [000] - - [000] :ооо: 4.54 [004]40.00 5.17[010]44.47 9.46[001]48.74 9.48 [005]48.53 -[000] -
10000 - [ООО] - - [000] :ооо: 4.03(011340.28 5.37(027)44.58 8.88 [881]48.37 8.88 [001]49.53 -[000] -
1ЭООО - [ООО] - - [000] :ооо: 3.95(011340.94 5.42(029)44.1 9 7.75(871348.45 9.38 [001]48.28 -[000] -
20000 - [ООО] - - [000] :ооо: 4.46(045340.54 4.89(029)44.82 7.52(812348.90 9.21 [002]48.9В -[000] -
21000 - [000] - - [000] :ооо: 3.58(012341.48 5.17(045)44.47 Б.76(060348.69 8.67 [001]48.94 -[000] -
22000 - [000] - -[000] :ооо: 4.18 [004]40.81 4.57(022)45.11 6.49(040349.51 -[000] - -[000] -
23000 - [ООО] - - [000] :ооо: 3.29(017342.06 4.95(114)45. 82 В.10(438349.49 -[000] - -[000] -
24000 - [ООО] - - [000] :ооо: 2.24[001]42.50 4.14 [008]45.44 В.5В(218349.72 - [000] - -[000] -
25000 - [ООО] - -[000] :ооо: - [000] - 4.32(103)45.Б7 Б.БЗ [001]49.95 -[000] - -[000] -
26000 - [000] - - [000] :ооо: -[000] - -[000] - - [000] - -[000] - -[000] -
27000 - [ООО] - -[000] :ооо: -[000] - -[000] - - [000] - -[000] - -[000] -
28000 -[ООО] - - [000] :ооо: -[000] - -[000] - - [000] - - [000] - -[000] -
28000 - [ООО] - - [000] :ооо: - [000] - -[000] - - [000] - - [000] - -[000] -
30000 - [ООО] - - [000] :ооо: -[000] - -[000] - - [000] - - [000] - -[000] -
31000 - [000] - - [000] :ооо: -[000] - -[000] - - [000] - -[000] - -[000] -
32000 - [ООО] - -[000] :ооо: -[000] - -[000] - - [000] - -[000] - -[000] -
33000 - [ООО] - - [000] :ооо: -[000] - -[000] - - [000] - - [000] - -[000] -
34000 - [ООО] - - [000] :ооо: -[000] - -[000] - - [000] - - [000] - -[000] -
35000 - [000] - - [000] [000] -[000] - -[000] - - [000] - -[000] - -[000] -
--Моге -С№к1 Г і 1 е: 5НСМ/\"М 24_1= 1 ом_ с1еИа.1хОф
Рис. 3. Результаты автоматической отбраковки ненадежных результатов измерения температуры средствами ИИУС
Далее для каждого Fтабл.i выбираются два наибольших значения и в соответствии с ними в динамическом паспорте скважины определяются на соответствующих позициях величины ДТмакс1., и ДТмакс2.,. Пусть ДТмакс1., соответствует более низкой температуре газа на скважине, чем ДТмакс2.,. Тогда, если ДТмакс1., < ДТмакс2.,, т. е. с увеличением исходящей температуры при постоянном расходе увеличиваются потери тепла на отрезке трубопровода «скважина - манифольд», данные динамического паспорта скважины признаются корректными.
Пусть п - количество шагов, необходимых для табличного перехода от ячейки с исходной температурой газа к ячейке с результирующим значением температуры газа (например, для точек по температуре газа 30 и 40 °С п = 2).
Вычислим изменение табличных значений разности температур для двух наиболее частых режимов для конкретной строки таблицы:
ДТ - ДТ = ДТ .
ДТ макс2., ДТ макс1., ДТ изм,
В расчете на один шаг в таблице для рассматриваемого расчета изменение составит:
АТшагл АТизмл / n-
Далее осуществляется заполнение строки таблицы влево от значения АТмакс1л- данными, полученными путем уменьшения текущего значения изменения температуры в соседней ячейке на величину АТшагг- (для ячеек, не содержащих данных).
Аналогично, но с пошаговым увеличением значения изменения температуры в соседней ячейке на величину АТшагл-, заполняются свободные ячейки правой части строки.
Заключение
Применение динамического паспорта фонда скважин и трубопроводов в двухконтурной системе регулирования температуры распределенными промысловыми объектами позволяет исключить непродуктивные управляющие воздействия на системы подогрева газа, т. к. ожидаемое паспортное соответствие исходных и результирующих температур для различных участков промысла постоянно актуализируется средствами предлагаемой разработки. Это обеспечивает систематическое точное соответствие температурных режимов требуемым уровням, повышает результативность управляющих воздействий, а также точность приведения температур пластовой смеси в контрольных точках регулирования.
Высокий уровень автоматизации системы регулирования температуры при добыче и транспортировке пластовой смеси, достигнутый при реализации разработки, - автоматическое управление с возможным приоритетным вмешательством диспетчерского персонала - делает систему комфортной и безопасной для применения на опасных технологических объектах.
Применяемые модели управления способствуют созданию и поддержанию условий для энергосберегающего режима подготовки пластовой смеси к дальнейшей переработке.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Вяхирев Р. И., Гриценко А. И., Тер-Саркисов P. M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М. : Недра, 2002. - 880 с.
2. Ильин А. Ф. Астраханское газоконденсатное месторождение: состояние и проблемы освоения // Газовая промышленность. - 1991. - № 11. - С. 10-11.
3. Astrakhan II. Sour Gas Project. Final documentation. - Calgary: Lafarge Coppee Lavalin, 1987.
4. Авязов Д. З., Андреев А. А., Замосковин П. П. Инновационная программно-ориентированная технология эксплуатации газовых скважин Астраханского месторождения с приоритетным диспетчерским управлением // Материалы 3 Междунар. науч.-техн. конф. «Компьютерные технологии поддержки принятия решений в диспетчерском управлении газотранспортными и газодобывающими системами» - «ДИСК0М-2007», Москва, 10-13 апреля 2007. - М., 2007.
5. Комплексный подход к сбору, подготовке и транспортированию газа в районах Крайнего Севера / Т. М. Бекиров, В. Е. Губяк, В. А. Сулейманов и др. - М.: ВНИИЭгазпром, 1991. - 61 с.
6. Температурная характеристика Астраханского газоконденсатного месторождения / А. И. Масленников, Л. Р. Морозова, И. М. Низамова, Л. В. Чашникова // Науч. тр. АстраханьНИПИгаз. - 2003. -№ 4. - С. 65-67.
Статья поступила в редакцию 6.10.2010
MATHEMATICAL MODEL OF THE AUTOMATIC CONTROL OF TEMPERATURE MODES OF GAS-FIELD WELLS
P. P. Zamoskovin, A. A. Andreev, V. V. Bocharnikov,
V. V. Kozhakin, V. E. Rodovanov
A double circuit multithreads mathematical model of temperature parameters control of a gas-field is developed in the paper. Dynamic certificates of wells and pipe lines are employed to distribute units according to the temperature. They are formed and supported in the actual status by means of the developed information-measuring and control system. An estimation procedure of reliability choice of temperature profile parameters, considering weight coefficients at modes positioning of heaters activity, is developed and applied in the Astrakhan gas-field conditions. The application of the mathematical model enables to eliminate invalid control actions on gas heating systems by using factual technological capabilities of gas heaters on well sites, and it provides high safety operation level of dangerous technological objects.
Key words: mathematical model, automatic control, temperature characteristics of a well.
