CC BY
89ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЛЕКСНЫХ АЛГОРИТМОВ УПРАВЛЕНИЯ ГАЗОДОБЫЧЕЙ КАК ЭЛЕМЕНТОВ ЦИФРОВОГО ДВОЙНИКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА БОВАНЕНКОВСКОГО НГКМ
УДК 622.279.23; 622.279.4; 622.279.6
Н.А. Еремин, д.т.н., ФГБУН «Институт проблем нефти и газа РАН» (Москва, РФ), ermn@maii.ru
И.В. Мельников, к.э.н., ООО «Газпром добыча Надым» (Надым, РФ), Kovalenko.AF@nadym-dobycha.gazprom.ru
Н.М. Бобриков, ПАО «Газпром автоматизация» (Москва, РФ), n.bobrikov@gazprom-auto.ru
В.Е. Столяров, ФГБУН «Институт проблем нефти и газа РАН», bes60@rambler.ru
А.А. Когай, ООО «Газпром добыча Надым», a.kogai@nadym-dobycha.gazprom.ru
Д.П. Щеголев, ООО «Газпром добыча Надым», Shegolev.DP@nadym-dobycha.gazprom.ru
Статья посвящена внедрению комплексных алгоритмов управления и регулирования газодобычей, создающих предпосылки для создания цифровой нефтегазовой экономики на объектах Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения. На примере реализации комплексных алгоритмов автоматизированного управления и регулирования интегрированным добычным технологическим комплексом показаны возможность и преимущества для обеспечения динамической оптимизации и повышения качества управления комплексом при наличии осложняющих возмущений.
Статья подготовлена по результатам работ, выполненных в рамках Программы фундаментальных научных исследований государственных академий наук на 2013-2020 гг. (раздел 9 «Науки о Земле»); направления фундаментальных исследований № 132 «Комплексное освоение и сохранение недр Земли, инновационные процессы разработки месторождений полезных ископаемых и глубокой переработки минерального сырья»; государственного задания по теме «Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности», № АААА-А16-116031750016-3.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ЦИФРОВАЯ ЭКОНОМИКА, СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ, СТРАТЕГИЯ ИНФОРМАТИЗАЦИИ, ЦИФРОВИЗАЦИЯ, ИНТЕЛЛЕКТУАЛИЗАЦИЯ, РОБОТИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА, КОМПЛЕКСНЫЕ АЛГОРИТМЫ УПРАВЛЕНИЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ, ЦИФРОВОЙ ДВОЙНИК, АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ, ПРОГРАММНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА.
Программа «Цифровая экономика Российской Федерации» (утв. распоряжением Правительства. Российской Федерации от 28 июля 2017 г. № 1632-р) предусматривает широкий диапазон развития технологий - от нейро- и квантовых до технологий виртуальной и дополненной реальностей, искусственного интеллекта, больших данных и робототехники, а также нормативное регулирование, усовершенствования в области образования, подготовки кадров, формирование технологических заделов и исследовательских компетенций,
развитие ^-инфраструктуры и ки-бербезопасности. Министерство цифрового развития, связи и массовых коммуникаций и Министерство энергетики предполагают внедрение электронных технологий во все отрасли: управление энергетическими, водными и топливными ресурсами; создание умных городов; уменьшение транзакционных издержек; изменение системы разделения труда; открытие высокотехнологических медицинских центров и применение современных линий связи, включая спутниковые каналы [1].
Правительством России утверждена также Стратегия развития информационного общества в Российской Федерации на 20172030 гг. В ближайшее время должна быть обеспечена организация масштабной системной программы развития экономики нового технологического поколения. Утвержден Прогноз научно-технологического развития отраслей топливно-энергетического комплекса (ТЭК) РФ на период до 2035 г., новая доктри -на энергетической безопасности.
С учетом сложившейся в нефтегазовой отрасли ситуации - «если
N.A. Eremin, Full Doctor of Sciences, Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences the Oil and Gas Research Institute of Russian Academy of Sciences (Moscow, Russian Federation), ermn@mail.ru
I.V. Melnikov, PhD in Economics, Gazprom Dobycha Nadym LLC (Nadym, Russian Federation),
Kovalenko.AF@nadym-dobycha.gazprom.ru
N.M. Bobrikov, Gazprom Automation PJSC (Moscow, Russian Federation), n.bobrikov@gazprom-auto.ru
V.E. Stolyarov, Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences the Oil and Gas Research Institute of Russian Academy of Sciences, bes60@rambler.ru
A.A. Kogai, Gazprom Dobycha Nadym LLC, a.kogai@nadym-dobycha.gazprom.ru
D.P. Schegolev, Gazprom Dobycha Nadym LLC, Shegolev.DP@nadym-dobycha.gazprom.ru
The application of complex gas production control algorithms as the necessary elements to create a digital twin of the Bovanenkovo oil and gas condensate field technological complex
The paper is devoted to the introduction of elements of the digital oil and gas economy at the facilities of the Bovanenkovo oil and gas condensate field (OGCF). Based on the example of implementing comprehensive algorithms for the automated control and regulation of an integrated production technological complex, the possibility and advantages of providing dynamic optimization and improving the quality of complex management in the presence of complicating disturbances are shown.
The paper is based on the results of the work carried out within the framework of the Program of fundamental R&D of State Academies of Sciences for 2013-2020, Section 9 Earth Sciences; Areas of fundamental research and 132 Integrated development and conservation of the Earth»s interior, innovative development of mineral fields and deep processing of mineral raw materials, within the framework of the projects The Fundamental Basis of Innovative Technologies in the Oil and Gas Industry, No. AAAA A16-116031750016-3.
KEYWORDS: DIGITAL ECONOMY, DEVELOPMENT STRATEGY, INFORMATION STRATEGY, DIGITALIZATION, INTELLECTUALIZATION, ROBOTIZATION OF PRODUCTION, INTEGRATED CONTROL AND REGULATION ALGORITHMS, DIGITAL TWIN, AUTOMATED PROCESS CONTROL SYSTEMS, SOFTWARE AND HARDWARE.
не будем осваивать месторождения, которые являются трудноизвлекае-мыми, то к 2035 г. по оптимистичному сценарию мы будем добывать в два раза меньше, а по пессимистичному - почти в четыре раза меньше нефти» (из выступления заместителя Председателя Правительства РФ, куратора ТЭК Д.Н. Козака) - задача цифровизации нефтегазовой отрасли приобретает особую актуальность и востребованность.
Цифровая нефтегазовая экономика базируется на достижениях научно-технического прогресса, таких как цифровизация, интеллектуализация, роботизация производства и широкое применение высокоскоростных каналов связи.
Основой оптимизации процессов добычи нефти и газа при применении цифровых технологий служит интеграция эффективных, апробированных на объектах ре-
шений в единый технологический комплекс, обеспечивающий динамическое повышение качества управления на базе реальных параметров и геолого-геофизической информации по всей технологической цепочке добычи от цифровых скважин до подготовки продукта к транспорту, моделирование с учетом технологических особенностей месторождения в реальном времени, применение оперативных корректирующих воздействий согласно заданным критериям эффективности. Первоначальное внедрение автоматических, автоматизированных и в ряде случаев роботизированных систем автоматического управления и регулирования особенно важно с учетом объемов автоматизации технологических объектов для создания эффективных инструментов управления распределенным технологическим комплексом месторождений.
СТРАТЕГИЯ КОМПЛЕКСНОГО УПРАВЛЕНИЯ
Проектом «Обустройство сеноман-аптских залежей Бованенковского НГКМ» предусмотрена эксплуатация интегрированного комплекса технологического оборудования, состоящего из трех газовых про -мыслов (ГП) нефтегазоконденсат-ного месторождения - ГП-1, ГП-2, ГП-3 - с четырьмя установками комплексной подготовки газа (УКПГ), четырьмя дожимными компрессорными станциями (ДКС) третьей очереди, суммарная мощность каждой из них - 1460 МВт, а также из фонда 775 газовых и га -зоконденсатных скважин в составе 56 кустов скважин.
Технологическая сложность реализации такого проекта обустройства и эксплуатации объекта, важность решаемых задач для Бованенковского нефтега-зоконденсатного месторожде-
Рис. 1. Установка термостабилизации грунтов (лето)
Fig. 1. Soil stabilization unit (summer)
Рис. 2. Газовая скважина и установка термостабилизации (зима) Fig. 2. Gas well and thermal stabilization unit (winter)
ния (НГКМ) и отрасли в целом в полной мере соответствуют словам Председателя Правления ПАО «Газпром» А.Б. Миллера на торжественном мероприятии, посвященном началу промышленной добычи на месторождении: «Ни одна страна в мире не создавала ничего подобного в арктических широтах. Это беспрецедентный проект в истории мировой газовой промышленности. Создан принципиально новый центр газодобычи за Северным полярным кругом. Россия на деле доказала, что в Арктике ей нет равных».
Реализация комплексных алгоритмов управления на основе цифровых технологий позволяет рационально использовать пластовое давление месторождения, оптимизировать работу оборудования и эксплуатации скважин, снизить эксплуатационные издержки и повысить уровень технологической и экологической безопасности, сократить имеющийся ряд технологических и климатических ограничений на промысле.
Задачей управления производством выступает при этом автоматизация бизнес-процес-
са «Управление производством» для вида деятельности «Добыча газа и газового конденсата» в части процедур:
- управления производственными активами - технологическим комплексом добычи углеводородного сырья (УВС) - на фазе эксплуатации месторождений;
- управления процессом производства - процессом добычи УВС;
- разработки методико-регла-ментных документов для вышеуказанных процедур управления, в том числе моделей цифровых двойников выбранных производственных систем;
- реализации интеграционного взаимодействия с системами, автоматизирующими бизнес-процессы, смежные по отношению к бизнес-процессу «Управление производством».
В качестве пилотного объекта внедрения указанных подходов Бованенковское НГКМ ООО «Газпром добыча Надым» выбрано не случайно. В рамках обеспечения эффективности работы месторождения использованы различные инновационные решения для имеющегося сква-жинного фонда, систем, зданий и технологических сооружений промыслов [2].
Так, для эксплуатационных скважин применены (на рис. 1 и 2 приведено состояние площадки скважин в зимний и летний периоды):
- термостабилизация многолетних мерзлых пород у свайных оснований сооружений и приустьевых зон эксплуатационных скважин;
- комплексы подземного оборудования в конструкции газовых скважин;
- модульная обвязка кустов, включая автоматизацию с возможностью дистанционного и автономного управления и регулирования, впрыска метанола;
- различноеблочно-модульное оборудование высокой заводской готовности.
Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) газовых про-
мыслов (ГП) Бованенковского НГКМ (рис. 3) предназначена для автоматизированного контроля и управления технологическими процессами добычи и промысловой подготовки газа в рамках ГП для реального масштаба времени с обеспечением противоаварийной защиты оборудования,управления и регулирования технологических параметров за счет высокой сте -пени автоматизации.
Цели создания АСУ ТП ГП - обеспечение:
- технологических режимов работы в автоматизированном и автоматическом режимах;
- высокого уровня автоматизации операций контроля и управления технологическими процессами;
- эффективной загрузки технологического оборудования;
- локализации нештатных ситуаций и оперативного управления в нештатных ситуациях;
- безопасной эксплуатации технологического оборудования;
- высокой экологической безопасности производства.
Поставленные цели достигаются за счет:
- применения современных средств и систем автоматизации, коммуникаций и связи на базе волоконно-оптических линий, обеспечивающих надежное информационно-управляющее взаимодействие между различными уровнями и своевременную доставку информации о состоянии технологического объекта на каждый из уровней управления;
- рационального распределения функций между автоматизированными системами управления технологических объектов и различными уровнями АСУ ТП;
- автоматизации взаимосвязанного решения технологических задач на основе единой базы данных;
- выявления предаварийных и аварийных ситуаций в автоматическом режиме;
- автоматической противоаварийной защиты технологического оборудования;
- создания алгоритмов управления технологической цепочкой добычи и промысловой подготовки газа.
Газовый промысел - взрывопо-жароопасный объект с технологическим процессом непрерывного характера, в связи с чем в АСУ ТП реализованы повышенные требования по надежности комплекса программно-технических средств и безопасности ведения технологического процесса.
Как указывалось ранее, в действующей практике ПАО «Газпром» и нормативных документах для проектирования и эксплуатации широко не применялся термин «цифровые технологии» и в отношении управления обычно использовали термин «малолюдные технологии», «дистанционное управление» или «удаленное управление» согласно СТО Газпром 2-2.1-1043-2016 «Автоматизированный газовый промысел. Технические требования к технологическому оборудованию и объемам автоматизации при проектировании и обустройстве на принципах малолюдных технологий».
Применяемые требования дали возможность проектирования и эксплуатации технологических комплексов в автоматизированном технологическом процессе в текущем режиме, подключения и отключения ряда оборудования и резервных мощностей в автоматическом режиме.
СТРУКТУРА И УПРАВЛЕНИЕ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ
КОМПЛЕКСОМ
Главные задачи управления сложным технологическим комплексом заключаются в обеспечении режима работы оборудования в пределах технологических норм для баланса газа по оборудованию технологической цепочки как в статическом, так и в динамическом режимах, создании инструментов для оптимизации производственного процесса и последующего развития в направлении создания цифровых двойников. Ключевые
вопросы - эффективное моделирование подземной части месторождения (скважины), надземной инфраструктуры промысла и обеспечение интеграции на основе комплексных алгоритмов управления для всего производственного цикла добычи и подготовки газа к транспорту.
Нарушение баланса газа, особенно в динамическом (переходном) режиме, влечет за собой скоротечный выход параметров процесса за допустимые нормы и включение в работу систем защиты, что неизбежно приводит к отклонениям в добыче газа и срыву плановых производственных задач. Высокая производительность всего надземного технологического комплекса (как следствие, высокие скорости потока газа в технологических коммуникациях и газосборных сетях (ГСС)) и инфраструктура предъявляют достаточно жесткие требования к быстродействию процесса управления, а значительное количество динамически активного технологического оборудования -газоперекачивающих агрегатов (ГПА), турбодетандерных агрегатов (ТДА) в составе комплекса также предъявляет особые требования к системе управления в части качества переходных процессов.
Укрупненно структура технологического комплекса подготовки газа представлена на рис. 4.
Опыт эксплуатации ГП Бова-ненковского НГКМ показал,что
управляемость процесса подготовки газа в переходном режиме ограничивается мощностью находящихся в работе ГПА и диапазоном рабочих расходов находящихся в работе ниток низкотемпературной сепарации (НТС) с ТДА.
Механизм обеспечения стабильных параметров работы НТС с ТДА в установившемся режиме, а также в режиме ограниченных возмущений описан в работе [3].
При этом обеспечение максимально возможной добычи с сохранением управляемости технологического комплекса при наличии значительных возмущений (аварийный останов ГПА, группы НТС с ТДА, группы ГПА) оставалось для Общества актуальной задачей (рис. 5, 6).
Для ее решения было достигнуто связанное (комплексное) управление основными параметрами процесса последовательного первичного компримирования НТС и компримирования для транспортировки по магистральному газопроводу (рис. 4):
- давлением в коллекторе сырого газа (на входе ДКС-2): автоматическое формирование уставок и регулирование параметра в установившемся и переходном режимах, ограничение давления посредством изменения производительности входных ниток УКПГ;
- давлением в коллекторе сырого газа (на входе ДКС-2): автоматическое ограничение давления
Входная нитка № 1 Feed line No. 1
Входная нитка № n Feed line No. n
ГПА-321 Gas pumping unit (GPU) - 321
В разрыве
3 ГПА 3 GPU here
ГПА-325 GPU-325
НТС с ТДА № 1
Low-temperature ГПА-311
separation (LTS) GPU-311
with turbo-expander
unit (TEU) No. 1
* Î
ор ор
В разрыве 8 НТС В разрыве
с ТДА —► 1— 3 ГПА 1—
8 LTS with TEU 3GPU here
t
НТС с ТДА № 10 ГПА-315
LTS with TEU No. 10 GPU-315
d Уровень рабочего давления от 6 до 7,9 МПа Operating pressure 6-7.9 MPa
Уровень рабочего давления от 9,8 до 11 МПа Operating pressure 9.8-11 MPa
Технологический разрыв Technological gap
Рис. 4. Укрупненная структура технологического комплекса подготовки газа Fig. 4. Scaled up structure of gas treatment facility
Рис. 5. ДКС с ГПА-25ДУ «Урал» Бованенковского НГКМ Fig. 5. Booster compressor station with GPU-25DN, «Ural» in the Bovanenkovo oil and gas condensate field
Рис. 6. Рабочее место оператора ДКС
Fig. 6. Operator workplace of the Booster compressor
station
средствами автоматического регулирования группы ГПА (АР ГА);
- давлением в коллекторе сырого газа (на выходе ДКС-2): автоматическое формирование уставок, регулирование и ограничение параметра средствами АР ГА;
- давлением в коллекторе сырого газа (на выходе ДКС-2): автоматическое ограничение минимального давления посредством изменения производительности НТС (при недостаточности управляющих воздействий, реализуемых средствами АР ГА) вплоть до выдачи команд на вынужденный нормальный останов (ВНО) ниток НТС с ТДА;
- производительностью НТС (производительность ГП): автоматическое поддержание на заданном значении, формирование уставки на снижение производительности при невозможности ограничения параметров процесса другими средствами, поддержание производительности в соответствии со сформированной уставкой;
- давлением в коллекторе осушенного газа (на входе ДКС-1): автоматическое ограничение максимального давления посредством изменения производительности НТС (при недостаточности управляющих воздействий, реализуемых сред-
ствами АР ГА) вплоть до выдачи команд на ВНО ниток НТС с ТДА;
- давлением в коллекторе осушенного газа (на входе ДКС-1): автоматическое формирование уставок, регулирование и ограничение параметра средствами АР ГА;
- давлением в коллекторе осушенного газа (на выходе ДКС-1): автоматическое ограничение давления средствами АР ГА.
Решение задачи осуществлено последовательно в несколько стадий (этапов). На первой стадии выполнено:
- определены необходимые границы возмущающих воздействий, наличие которых не должно
Формирование и распределение уставки расхода газа с обеспечением равной удаленности от ограничений Development and distribution of gas flow setting ensuring equal distance from limitations
Уставки давления в коллекторах при различных режимах Tank pressure settings under various modes
Входная нитка № n Feed line No. n
Уставка расхода газа Gas flow setting
Управление в соответствии с функционалом АР ГА Control using the function of automated regulation by GPU
Формирование уставок на поддержание давления в коллекторах при нормальной работе, останове
одного (двух) ГПА ДКС-2 Development of tank pressure settings under normal operation and in case of one/two GPU BCS-2 shutdown
Ограничение минимального давления Minimum pressure limitation
Формирование величины на изменение расхода Development of flow change value
Задание на ВНО нитки НТС Forced normal shutdown command on the low-temperature separation line
Поддержание производительности УКПГ Maintaining the performance of Gas processing facility
Формирование и распределение уставки расхода газа с обеспечением равной удаленности от ограничений Development and distribution of gas flow setting ensuring equal distance from limitations
Ограничение минимального
давления Minimum pressure limitation
Задание на ВНО
нитки НТС Forced normal shutdown command on the low-temperature separation line
Ограничение максимального давления Maximum pressure limitation
Нитка первичной сепарации № 1 Primary separation line No. 1
В разрыве 4 нитки первичной сепарации 4 primary separation lines here
Нитка первичной сепарации № 6 Primary separation line No. 6
□ Уровень рабочего давления от 6 до 7,9 МПа Operating pressure 6-7.9 MPa
Уровень рабочего давления от 9,8 до 11 МПа Operating pressure 9.8-11 MPa
Технологический разрыв Technological gap
Управление в соответствии с функционалом АР ГА Control using the function of automated regulation by GPU
НТС с ТДА № 1
ГПА-321 Low-temperature ГПА-311
Gas pumping —► separation (LTS) GPU-311
unit (GPU) - 321 with turbo-expander unit (TEU) No. 1
; t Î
В разрыве В разрыве 8 НТС В разрыве
3 ГПА —► ^ 1— с ТДА —► 1— 3 ГПА 1—
3 GPU here * 8 LTS with TEU 3GPU here
$ J
ГПА-325 НТС с ТДА № 10 ГПА-315
GPU-325 LTS with TEU No. 10 GPU-315
Рис. 7. Структура связанного управления установки подготовки газа Fig. 7. Structure of the coupled operation of the gas processing unit
приводить к нарушениям в работе (останову) оборудования по технологической цепочке, - останов ГПА ДКС-1, останов ГПА ДКС-2, останов одной или группы ниток НТС с ТДА;
- определены параметры регулирования, позволяющие создать инструмент для оптимизации технологического процесса в различных режимах работы (в т. ч. «зима -лето»), - давление в коллекторе сырого газа (на входе ДКС-2) для обеспечения возможности перевода дросселяции газа с входных ниток на нитки НТС с ТДА и оптимизации загрузки ДКС-2, давление в коллекторе сырого газа (на выходе ДКС-2) для обеспечения управления дросселяцией газа на нитках
НТС с ТДА и оптимизации загрузки ДКС-2, давление в коллекторе осушенного газа (на входе ДКС-1) для оптимизации загрузки НТС с ТДА по нагрузке на компрессор ТДА и оптимизации загрузки ДКС-1 с учетом ограничений по режимам работы ГТД ДУ-80Л1.
На второй стадии определена структура связанного управления для выполнения задачи регулирования. Структура представлена на рис. 7.
На заключительной (третьей) стадии сформулированы и реализованы функции контуров(блоков) регулирования и ограничений, а также функции системы связанного регулирования всего технологического контура в целом:
- блок поддержания производительности УКПГ транслирует уставку оператора в блок формирования и распределения уставок расхода газа на каждую технологическую нитку НТС с ТДА с обеспечением равной удаленности параметров работы нитки (индивидуальных для каждой нитки) от ограничений (частота вращения ротора ТДА, пе -репад давления на теплообменнике 20Т-1, перемещения ротора ТДА, допустимый расход газа через нитку НТС), формирует рекомендации на пуск (останов) НТС с ТДА в зависимости от режима работы и задания на производительность всего ГП;
- блок формирования уставок значения давлений в коллекторах
Рис. 8. Экран коллективного пользования системы управления Бованенковского НГКМ
Fig. 8. Collective use screen of the Bovanenkovo field management system
Рис. 9. Внешний вид Бованенковского НГКМ Fig. 9. Bovanenkovo oil-gas condensate field exterior
при нормальной работе и наличии возмущающих воздействий осуществляет запись уставок на поддержание давления в контур регулирования давления сырого газа (на входе ДКС-2), АР ГА ДКС-2, АР ГА ДКС-1 в зависимости от режима работы. Определение режима работы происходит автоматически. Уставки давления для каждого из режимов определяются заранее на основании расчетов;
- блок регулирования давления в коллекторе сырого газа (на входе ДКС-2) осуществляет каскадное регулирование давления по ПИД-закону с внутренним расходным контуром. Блок ограничения давления формирует величину отклонения относительно заданной уставки (минимальное допустимое давление по технологическому режиму работы скважин) и формирует значение расхода, на которое необходимо увеличить текущий
расход для поддержания давления не ниже ограничения;
- блок ограничения минимального давления работает совместно с АР ГА, выполняющим аналогичную функцию, путем снижения отбора газа из данного коллектора (снижение режима работы ГПА, при-открытие КХР). Сформированные задания на расход поступают в блок формирования и распределения расхода газа по входным ниткам, который формирует задание на каждую из ниток с условием одинаковой удаленности параметров работы от ограничений (минимальное давление и максимальный расход газа);
- регулирование и ограничение давления во входном коллекторе ДКС-1 и в выходном коллекторе ДКС-2 проводится АР ГА в соответствии с определенными функциями по уставкам давления, получаемым от блока формирования уставок, в автоматическом режиме;
- ограничение давления во входном коллекторе ДКС-1 и в выходном коллекторе ДКС-2 также происходит путем изменения производительности НТС за счет автоматического изменения задания на расход НТС при достижении определенных уставок. При малой эффективности мер ограничения и дальнейшем изменении давления формируется команда на вынужденный последовательный останов ниток НТС (в соответствии с установленным приоритетом ниток) с шагом давления 0,05 МПа до прекращения изменения давления.
В ходе наладочных работ выполнены опробование и оценка эффективности построенной схемы регулирования,определены оптимальные настройки регулирования, уставки основных параметров технологического режима, сформированы рекомендации по работе для оперативного персонала (рис. 8).
ВЫВОДЫ
Проведенный комплекс работ по обеспечению взаимосвязанной работы комплекса технологического оборудования ГП с несколькими связанными контурами регулирования подтвердил необходимость и целесообразность наличия комплексных алгоритмов как требуемого элемента при создании цифрового двойника нефтегазового объекта в режиме реального времени [6, 7].
Анализ лучших мировых практик показал, что для эффективной эксплуатации при организации цифровых месторождений в усложненных условиях добычи требуется наличие качественной информации о работе пласта, скважинного и наземного технологического оборудования в реальном масштабе времени с целью сокращения сроков и повышения качества управляющих решений, а также следует обеспечить [8-10]:
- адекватность информационной модели месторождения (надземной и подземной технологии) в течение всего жизненного цикла;
- адекватность модели процесса добычи продукции (геологической модели), возможность оперативной корректировки технологических режимов и объемов продукции;
- наличие программно-технических средств, комплексных алгоритмов управления (аппарата управления) для всего технологического комплекса добычи;
- наличие интерфейсов и обратных связей для интегрированного комплекса, закрепленных нормативами критериев эффективности бизнес-процессов добычи и оптимальности процессов управления;
- наличие компетентных специалистов, осуществляющих разработку и эксплуатацию высокоавтоматизированных промыслов.
Опыт эксплуатации ГП при применении комплексных алгоритмов при наличии значительных возмущений показал высокую надежность реализованной системы управления и регулирования, обеспечивающей возможность автоматического перевода технологического оборудования из одного установившегося состояния в другое. Одновременно эксплуатация системы продемонстрировала востребованность созданных инструментов для оптимизации
технологического процесса, применимость опробованных решений для развития цифровизации производства [11-13].
По оценке международных консалтинговых агентств, текущий коэффициент газоотдачи на се-номанских залежах на поздней стадии разработки составляет от 80 до 85 %. Применение цифровых технологий газодобычи, оснащенных локальными системами автоматики, позволит увеличить текущий коэффициент газоотдачи на 2-4 %; интеллектуальных технологий газодобычи предоставит возможности поднять этот показатель дополнительно на 1-3 %. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Абукова Л.А., Борисенко Н.Ю., Мартынов В.Г. и др. Цифровая модернизация газового комплекса: научные исследования и кадровое обеспечение // Научный журнал РГО. 2017. № 4. С. 3-12.
2. Минликаев В.З., Никаноров В.В., Дикамов Д.В., Дяченко И.А. Газовая скважина как объект автоматизации в современных условиях // Газовая промышленность. 2014. № 10 (713). С. 52-56.
3. Меньшиков С.Н., Мельников И.В., Бобриков Н.М. и др. Создание инновационных систем управления, направленных на повышение эффективности работы оборудования дожимных компрессорных станций // Газовая промышленность. 2019. № 3 (781). С. 18-19.
4. Слугин П.П., Петропавлов В.Е., Закиров А.Р. и др. Отечественные автоматизированные технологические комплексы для месторождений на различных стадиях разработки // Газовая промышленность. 2018. № 12 (778). С. 12-19.
5. Сергеев А.Л., Слугин П.П., Когай А.А. Реализация системы диспетчерского контроля и управления в составе информационно-управляющей системы диспетчерского управления Бованенковского НГКМ // Автоматизация в промышленности. 2014. Октябрь. С. 3-9.
6. Еремин Н.А., Королев М.А., Степанян А.А. Особенности цифровой трансформации активов при реализации инвестиционных нефтегазовых проектов // Газовая промышленность. 2018. №4 (783). С. 116-127.
7. Praveen Sam S., Airani A. Enabling New Field Development Projects for a Digital Future // Society of Petroleum Engineers. 2017. № 4. Pp. 27-35.
8. Еремин Н.А. Работа с большими геолого-промысловыми данными в эпоху нефтегазового интернета вещей // Нефть. Газ. Новации. 2018. № 2. С. 70-72.
9. Столяров В.Е., Еремин Н.А. Оптимизация процессов добычи газа при применении цифровых технологий // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2018. № 6. С. 54-61. DOI: 10.30713/2413-5011-2018-6-54-61.
10. Еремин Н.А., Столяров В.Е., Басниева И.К., Еремина И.А. и др. Цифровизация технологий добычи газа // Актуальные проблемы нефти и газа. 2018. № 2 (21). С. 1-7 DOI: 10.29222/ipng. 2078-5712.2018-21. Art 10.
11. СТО Газпром 2-2.1-1043-2016. Автоматизированный газовый промысел. Технические требования к технологическому оборудованию и объемам автоматизации при проектировании и обустройстве на принципах малолюдных технологий. М.: Газпром экспо, 2016. 31 с.
12. Меньшиков С.Н., Стратов Д.В., Моисеев В.В., Ткешелиадзе Т.Б. Опыт применения оборудования и технологий при освоении месторождений п-ова Ямал //Газовая промышленность. 2014. № 9 (711). С. 86-88.
13. Официальный сайт ПАО «Газпром» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.gazprom.ru/about/strategy/innovation (дата обращения: 01.06.2019).
REFERENCES
(1) Abukova LA, Borisenko NYu, Martynov VG, et al. Digital modernization of the gas facility: R&D and HR support. The Scientific Journal of the Russian Gas Society = Nauchniy zhurnal RGO. 2017; 4: 3-12. (In Russian)
(2) Minlikayev VZ, Nikanorov VV, Dikamov DV, Dyachenko IA. Gas well as a subject for automation in contemporary conditions. Gas Industry = Gazovaya promyshlennost. 2014; 10 (713): 52-56. (In Russian)
(3) Menshikov SN, Melnikov IV, Bobrikov NM, et al. Setting up innovative management system aimed at improving the performance of booster compressor stations. Gas Industry = Gazovaya promyshlennost. 2019; 3 (781): 18-19. (In Russian)
(4) Slugin PP, Petropavlov VYe, Zakirov AR, et al. Russian automated process facilities for fields at various development stages. Gas Industry = Gazovaya promyshlennost. 2018; 12 (778): 12-19. (In Russian)
(5) Sergeyev AL, Slugin PP, Kogay AA. Integration of the operator's control system into the information management system of the Bovanenkovo oil and gas condensate field. Industry automation = Avtomatizatsiys v promyshlennosti. 2014; October: 3-9. (In Russian)
(6) Eremin NA, Korolev MA, Stepanyan AA. Digital transformation of assets during oil & gas investment projects implementation. Gas Industry = Gazovaya promyshlennost. 2018; 4 (783): 116-127. (In Russian)
(7) Praveen Sam S, Airani A. Enabling New Field Development Projects for a Digital Future. Society of Petroleum Engineers. 2017; 4: 27-35.
(8) Eremin NA, Working with big geological and field data in the age of oil & gas Internet of Things. Oil.Gas. Innovations = Neft.Gaz. Innovatsii. 2018; 2: 70-72. (In Russian)
(9) Stolyarov VYe, Eremin NA. Improving gas production processes by using digital technologies. Geology, Geophysics and Oil and Gas Fields Development = Geologiya, geophyzika i razrabotka neftyanykh i gazovikh mestorozhdeniy. 2018; 6: 54-61. DOI: 10.30713/2413-5011-2018-6-54-61. (In Russian)
(10) Eremin NA, Stolyarov VE, Basniyeva IK, Eremina IA, et al. Digitalization of gas production technologies. Relevant Issues of Oil and Gas = Aktualniye problemi nefti I gaza. 2018; 2 (21): 1-7 DOI: 10.29222/ipng. 2078-5712.2018-21. Art 10. (In Russian)
(11) STO Gazprom 2-2.1-1043-2016. Automated gas industry. Technical requirements for process equipment and automation during design and infrastructure development based on low-manned technologies. Moscow: Gazprom expo; 2016. (In Russian)
(12) Menshikov SN, Stratov DV, Moiseyev VV, Tkesheliadze TB. Development of the Yamal peninsula fields: experience of equipment and technologies application. Gas Industry = Gazovaya promyshlennost. 2014; 9 (711): 86-88.
(13) Official website of Gazprom PJSC. Available from: http://www.gazprom.ru/about/strategy/innovation [Accessed 1st June 2019]. (In Russian)
