CC BY
71СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ РАБОТОЙ КУСТА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ СЕВЕРА
УДК 681.51
О.Б. Арно, ООО «Газпром добыча Ямбург» (Новый Уренгой, РФ), priemnaia@ygd.gazprom.ru О.А. Николаев, к.т.н., ООО «Газпром добыча Ямбург», priem1@ygd.gazprom.ru А.К. Арабский, д.т.н., ООО «Газпром добыча Ямбург», a.arabskii@ygd.gazprom.ru С.И. Гункин, ООО «Газпром добыча Ямбург», S.Gunkin@ygd.gazprom.ru
A.А. Турбин, ООО «Газпром добыча Ямбург», A.Turbin@ygd.gazprom.ru И.В. Смердин, ООО «Газпром добыча Ямбург», I.Smerdin@ygd.gazprom.ru Э.Г. Талыбов, д.т.н., ООО «Газпром добыча Ямбург», E.Talibov@ygd.gazprom.ru
B.Л. Пономарев, ООО «Газпром добыча Ямбург», VL.Ponomarev@ygd.gazprom.ru
C.П. Железный, ООО «Газпром добыча Ямбург», S.Zhelezny@ygd.gazprom.ru
Освоение и эффективная эксплуатация газоконденсатных месторождений требуют рачительного использования пластовой энергии. При этом невозможно обойтись без современных средств автоматизации технологических процессов, используемых при эксплуатации газоконденсатных месторождений. В то же время существующие системы управления процессом добычи газа на кустах газовых и газоконденсатных скважин не предусматривают решения этой задачи. Реализовать ее удалось инновационным путем, разработав совершенно новый принцип построения и алгоритмы работы системы автоматического управления кустами газовых и газоконденсатных скважин с последующим перенесением их в производство. Система была внедрена на базе резервных мощностей имеющейся автоматизированной системы управления технологическими процессами установки комплексной подготовки газа и систем телемеханики кустов газовых и газоконденсатных скважин. Такой подход позволил преодолеть типичные трудности, возникающие при внедрении, и исключил материальные и временные затраты на приобретение и установку дополнительного оборудования.
Разработанная система позволяет автоматически поддерживать максимально возможное давление в шлейфе куста добывающих скважин, предусмотренное технологическим режимом с учетом их индивидуальных особенностей. За счет этого удается повысить эффективность процесса низкотемпературной сепарации, а также равномерно распределить нагрузки по месторождению и минимизировать потери энергетических ресурсов залежи. Для этого обслуживающий персонал осуществляет настройку системы перед запуском ее в работу, используя результаты газогидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам. Такой подход обеспечивает автоматическую защиту скважин, не допуская выхода их параметров за установленные максимальные и минимальные ограничения. Автоматически стабилизируется работа куста скважин за счет минимизации влияния случайных скачков давления, возникающих в коллекторе во время его эксплуатации.
Система автоматического управления кустов газовых и газоконденсатных скважин реализована в ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ГАЗ И ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ, СКВАЖИНА, КУСТ СКВАЖИН, УСТАНОВКА КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА, СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ, СИСТЕМА ТЕЛЕМЕХАНИКИ, ПРОГРАММНО-ЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЛЕР, ПИД-РЕГУЛЯТОР.
На газоконденсатных месторождениях (ГКМ) Севера добыча, сбор и подготовка газа и газового конденсата (ГГК) к транспорту осуществляется централизован-
ным способом. В связи с трудно-доступностью большинства месторождений и особенностями их ландшафта, а также необходимостью повышения эффективности
разработки при минимальных капитальных затратах на разбу-ривание, в этих районах широко используется кустовой способ расположения скважин (от двух
до десяти скважин в кусте с наклонным бурением). При этом для сбора ГГК от скважин применяется коллекторно-кустовая схема их подключения к установке ком -плексной подготовки газа (УКПГ).
Под оптимальным технологическим режимом эксплуатации скважин понимают условия, при которых обеспечивается максимальный отбор ГГК при минимальных затратах пластовой энергии. Кустовое расположение скважин требует соблюдения дополнительных условий: исключения взаимопродавливания и обратных перетоков между скважинами куста, а также между кустами, подключенными к общему коллектору. Последний фактор имеет особое значение, когда добыча ГГК осуществляется из разных пластов ГКМ.
Отбор газа при минимальных затратах пластовой энергии, с одной стороны, увеличивает жизненный цикл освоения месторождения, а с другой - удлиняет бескомпрессорный период его эксплуатации, обеспечивая стабильность и эффективность технологических процессов подготовки ГГК к дальнему транспорту на УКПГ.
Минимизация затрат пластовой энергии при добыче, исключение взаимопередавливания, в том числе обратных перетоков между скважинами при транспортировке ГГК по газосборным шлейфам, требует автоматического поддержания максимально возможного значения давления на кустах скважин. Это значение
определяется геологами на основании расчетов по результатам проведенных газогидродинамических исследований скважин и специальных гидравлических расчетов работы газосборных шлейфов. Оптимальная эксплуатация газовых промыслов требует поддержания технологического режима работы каждой скважины строго в рамках заданных уставок, выданных геологами.
ИЗВЕСТНЫЕ РЕШЕНИЯ
Задача поддержания давления на кустах добывающих скважин рассматривалась в многочисленных работах. Например, авторами [1] представлена система автоматического поддержания давления на кусте скважин, которая не учитывает особенности эксплуатации скважин ГКМ. В частности, при управлении технологическим процессом не осуществляется контроль расхода газа по каждой скважине. Очевидно, что при таком подходе отсутствует возможность соблюдения геологических ограничений, определяющих допустимый расход газа скважины.
В работе [2] рассматривается система адаптивного автоматического управления производительностью куста газовых скважин. К сожалению, и в этой системе не учитываются особенности эксплуатации ГКМ, в частности, отсутствует возможность автоматического определения и поддержания максимально возможного давления в общем коллекторе куста с учетом геологических и технологических ограничений
каждой скважины (максимально и минимально допустимых расходов, давлений и положений клапанов регуляторов). Кроме того, указанная система лишена возможности автоматического распределения нагрузки по всем скважинам куста, участвующим в процессе регулирования, для оптимизации разработки залежи.
ИННОВАЦИОННОЕ РЕШЕНИЕ
В процессе эксплуатации Заполярного нефтегазоконден-сатного месторождения (НГКМ) перед группой сотрудников ООО «Газпром добыча Ямбург» была поставлена цель: решить указанную задачу в комплексе. В результате проведенной работы предложено инновационное решение, защищенное патентом на изобретения РФ [3], и разработаны необходимые алгоритмы, позволяющие реализовать это решение. На их основе была разра -ботана система автоматического управления (САУ) кустами газовых и газоконденсатных скважин (КГГС), которая контролирует и управляет процессом добычи ГГК на кусте скважин в реальном режиме времени, строго соблюдая рамки заданных ограничений. При этом данную систему удалось реализовать на базе программного логического контроллера (ПЛК) контролируемого пункта (КП), который уже установлен непосредственно на кусте в существующей и эксплуатируемой системе телемеханики (СТМ) КГГС. Система автоматического управления фактически представляет
Рис. 1. Структурная схема СТМ КГГС
1
6 - датчик давления в газосборном коллекторе куста скважин;
7- газосборный коллектор куста скважин;
8- шлейф от куста скважин до УКПГ.
Рис. 2. Укрупненная структурная схема куста газовых и газоконденсатных скважин
собой одну из подсистем СТМ, и связь между ней и автоматизированной системой управления технологическими процессами (АСУ ТП) УКПГ поддерживается
посредством аппаратуры СТМ. В результате САУ удалось реализовать на уже установленном и эксплуатируемом оборудовании, а разработка и внедрение
системы были осуществлены без увеличения штатной численности работников.
Таким образом, ООО «Газпром добыча Ямбург» не понесло никаких материальных затрат на покупку нового оборудования и оплату труда сотрудников, что обеспечило высокую эффективность выполненных работ.
РЕАЛИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ ДОБЫЧИ ГАЗА
Поставленную задачу удалось решить путем поддержания максимального значения давления в газосборном коллекторе КГГС с учетом ряда факторов, предусмотренных технологическим режимом:
- автоматическое распределение нагрузки между скважинами куста, участвующими в процессе регулирования, пропорционально их геологическим возможностям по давлению;
- автоматическая защита технологических режимов работы скважин, не допускающая выхода их параметров за установленные максимальные и минимальные ограничения в работе;
- автоматическая стабилизация режима работы КГГС, гарантирующая минимально возможное влияние возникающих и случайных отклонений по давлению в коллекторе куста этих скважин в процессе эксплуатации.
ОБЩЕЕ ОПИСАНИЕ РАБОТЫ САУ КГГС
Структурная схема СТМ КГГС приведена на рис. 1, а на рис. 2 представлена укрупненная структурная схема КГГС. Структурная схема САУ КГГС показана на рис. 3.
Пульт управления (ПУ) СТМ расположен в аппаратной УКПГ и включает автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора СТМ УКПГ, ПЛК, концентратор данных СТМ и антенно-фидер-ный тракт.
В состав КП входит ПЛК, источник питания, антенно-фидерный
9 - вход сигнала датчика 6 контроля давления в коллекторе КГГС 7
10- выходной управляющий сигнал САУ КГГС на клапан-регулятор (КР) 5(индивидуальный для КР каждой скважины куста);
11- блок по определению ограничений на положения КР 5 (индивидуальный для каждой скважины куста);
12- ПИД-регулятор;
13 - вход сигнала с датчика 4 контроля давления на устье скважины 2 (индивидуальный для каждой скважины куста);
14- блок расчета коэффициента пропорциональности (индивидуальный для каждой скважины куста);
15-вход для ввода оператором УКПГ задания максимального и минимального значения коэффициента пропорциональности (индивидуальный для каждой скважины куста);
16- блок коррекции коэффициента пропорциональности при отклонении давления в коллекторе 7 КГГС от максимального значения (индивидуальный для каждой скважины куста);
17-вход для ввода оператором УКПГ задания максимального и минимального значения давления в скважине 2 (индивидуальный для каждой скважины куста);
18- блок коррекции уставки SP для ПИД-регулятора при отклонениях давления газа на устье скважины 2 за пределы ограничений (индивидуальный для каждой скважины куста);
19- блок коррекции уставки SP для ПИД-регулятора при отклонениях расхода газа на устье скважины 2 за пределы ограничений (индивидуальный для каждой скважины куста);
20- вход для ввода оператором УКПГ задания максимального и минимального расхода газа в скважине 2 (индивидуально для каждой скважины куста);
21- вход сигнала с датчика 3 контроля расхода газа скважины 2 (индивидуальный для каждой скважины куста);
22 - блок поиска максимально возможного давления в коллекторе 7 КГГС;
23 - вход для ввода оператором УКПГ задания максимального и минимального положения КР 5 (индивидуальный для каждой скважины куста).
Рис. 3. Структурная схема системы автоматического управления кустом газовых скважин (САУ КГГС): PV - обратная связь; SP -значение уставки; СУ - выход регулятора
тракт, исполнительные и измерительные устройства на шлейфе скважины, исполнительные и измерительные устройства коллектора куста.
Система автоматического управления КГГС функционирует по следующему принципу: используя результаты газогидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, геологическая служба определяет индивидуальные ограничения на эксплуатацию каждой скважины. Обслуживающий персонал, получив эти ограничения, осуществляет настройку САУ КГГС, которая обеспечивает в про -цессе эксплуатации до следующего цикла испытания скважин, автоматическое определение и поддержание максимально допустимого давления в газосборном коллекторе куста скважин. Эти настройки позволяют реализовать автоматическое распределение нагрузки между скважинами куста пропорционально их геологическим возможностям по давлению. Одновременно обеспечивается автоматическая защита технологических режимов скважин, не допускающая выхода их параметров за установленные максимальные и минимальные ограничения. Система также обеспечивает автоматическую стабилизацию работы куста скважин, сводя к минимуму влияние существенных и случайных отклонений давления, возникающих в коллекторе куста в процессе его эксплуатации.
ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ РАБОТЫ
Система автоматического управления КГГС посредством пропорционально-интегрально-дифференцирующих (ПИД) регуляторов давления газа, реализованных на базе ПЛК КП СТМ, постоянно поддерживает давление газа Р . в газосборном
куст_ф ~
коллекторе КГГС, максимально близкое к предусмотренному его технологическим режимом, путем
управления клапанами-регуляторами (КР) каждой скважины. Для этого на вход задания SP ПИД-регуляторов подают в качестве уставки значение максимально допустимого давления Ркуст, найденного для газосборного коллектора КГГС по результатам последних газогидродинамических исследований скважин и их совместной работе в кусте. Одновременно на вход обратной связи РУ всех ПИД-регуляторов скважин куста подают сигнал Ркуст ф с датчика давления,установленного в газосборном коллекторе КГГС. При этом (важная особенность) для ПИД-регулятора каждой скважины куста определяют индиви-
дуальные интегральный и дифференциальный коэффициенты. Эти коэффициенты обслуживающий персонал вводит в этот ПИД-ре-гулятор при его настройке.
Определение уставки Ркуст, т. е. максимально допустимого давления для КГГС, производят с учетом граничных значений -максимального и минимального расходов и давлений в каждой скважине, которые определяют во время проведения периодических, плановых газогидродинамических исследований скважин и при выполнении специальных гидравлических расчетов работы газосборных шлейфов. Получив эти данные, осуществляют поиск
максимально возможного давления в коллекторе КГГС. Для этого оператор УКПГ в дистанционном режиме управления КГГС, изменяя положение рабочего органа каждого КР, создает такое давлении в коллекторе КГГС, при котором геологические параметры скважин (расход и давление) будут находиться между их максимальными и минимальными ограничениями.
Добившись такого состояния, полученное давление Р в
3 " куст_нач
коллекторе КГГС фиксируют как начальную точку для итерационного поиска уставки давления в коллекторе КГГС. Далее сигнал Р подают на вход задания
куст_нач " п п
SP всех ПИД-регуляторов скважин куста и начинают пошагово увеличивать его на величину АР, равную 0,5-1 % от значения Р .
3 куст_нач
После каждого шага выжидают завершения возникающих переходных процессов. Пошаговое повышение давления продолжают до тех пор, пока какая-либо из скважин куста не выйдет на ограничение по одному из параметров: минимальному для нее давлению, максимальному расходу или верхнему положению рабочего органа КР. Определенное таким образом значение давления понижают на 1-3 % (для обеспечения безопасности ведения технологических процессов) и эту величину принимают в качестве уставки Ркуст для данного коллектора КГГС.
Интегральный и дифференциальный коэффициенты для ПИД-регуляторов каждой скважины определяют индивидуально при настройке САУ КГГС по мето -дике [4].
В процессе эксплуатации промысла САУ КГГС постоянно перераспределяет нагрузку между скважинами куста пропорционально их геологическим возможностям по давлению с помощью непрерывного расчета коэффициентов пропорциональности Кп. для каждой Ьй скважины, значе -ния которых являются линейной функцией давления Р.. В общем
виде эту зависимость можно представить в виде
Кп,. = Г(Р). (1)
В развернутом виде эта форму -ла выражается как соотношение полученных ограничений и контролируемых величин для каждой скважины куста:
Р. - ттР. Кп. = —' п-
' тахР. - ттР.
I I
х(тахКп. - ттКп.) + т/пКп. (2)
с учетом следующих условий. Если при расчете окажется Кп. < тПКп., то Кп. = тПКп., а если
I г I г
Кп. > тахКп., то Кп. = тахКп., где
I Г I г "
/ - номер скважины; Р. - текущее давление на устье /-й скважины; тпР. - минимально допустимое давление на устье .-й скважины; тахР. - максимально допустимое давление на устье .-й скважины;
т тКп. - минимальное значение
/
коэффициента пропорциональности ПИД-регулятора ;-й скважины, при котором рабочий орган ее КР перестает перемещаться; тахКп. - коэффициент пропорциональности ПИД-регулятора, при котором рабочий орган ее КР перемещается с максимальными приращениями.
Система автоматического управления КГГС для каждой скважины куста постоянно отслеживает соответствие ее технологического процесса границам (ограничениям) по давлению, расходу и положению рабочего органа КР. Если все скважины работают штатно, без выхода за установленные границы, то на вход заданий их ПИД-регуляторов подается одна для всех уставка по давлению Ркуст, методика экспериментального определения которой описана выше. Но если произойдет выход параметров хотя бы одной скважины за допустимые границы, предусмотренные заданным технологическим режимом, то для возврата ее в допустимые пределы работы САУ КГГС производит только для нее
коррекцию величины уставки давления Р в КГГС.
куст
Коррекция осуществляется следующим образом:
- если текущий расход газа Г. на устье ;-й скважины превысит максимально допустимое значение, определенное геологами, т. е. Г. > тахГ, то САУ КГГС производит уменьшение уставки давления только для данной скважины на величину, определяемую их разностью
АГ. = тахГ. - Г.. (3)
III у '
Если АГ. < 0, то уставка для ;-й скважины определяется из соотношения
Р. = Р - (К . Г|АГ |), (4)
.уст куст 4 жорр 1 I1' 4 '
где тахГ. - максимально допустимый расход газа на устье ;-й скважины, предусмотренный технологическим режимом; Г. -текущий расход газа на устье -й скважины; К Г - коэффициент коррекции, подбираемый при настройке САУ КГГС для ;-й скважины;
- если текущий расход газа Г. на устье У-й скважины окажется меньше минимально допустимого значения, определенного геологами, т. е. Г. < т/nГ., то САУ КГГС
7 / г
производит увеличение уставки давления только для данной скважины на величину, определяемую их разностью
АГ. = Г. - т пГ.. (5)
III у '
Если АГ < 0, то уставка для -й скважины определяется из соотношения
Р. = Р + (К . -|АГ.|), (6)
^уст куст 4 ЖорГ 1 I^f 4 '
где т'тГ. - минимально допустимый расход газа на устье -й скважины, предусмотренный технологическим режимом;
- если текущее давление Р. на устье ;-й скважины куста превысит максимально допустимое значение, определенное геоло-
гами, т. е. Р. > тахР, то САУ КГГС
7 / г
производит увеличение уставки давления только для данной скважины на величину, определяемую их разностью
АР. = maxP. - P..
(7)
Если АР. < 0, то уставка для /-й скважины определяется из соотношения
Р. = Р + (К . Р|АР |),
/_уст куст 4 /КОрР 1 !if
(8)
где К - коэффициент коррекции, подбираемый при настройке САУ КГГС для /-й скважины;
- если текущее давление Р. на устье /-й скважины куста окажется меньше минимально допустимого значения, определенного геологами, т. е. Р. < т/пР., то САУ КГГС
7 / г
производит уменьшение уставки давления только для данной скважины на величину, определяемую их разностью
АР. = Р. - m /пР..
(9)
Если АР < 0, то уставка для -й скважины определяется из соотношения
Р. = Р - (К . Р|АР |).
/_уст куст 4 /корР 1 /"
(10)
Если рабочий орган КР достига -ет граничного положения, то САУ КГГС отключает его от ПИД-регу-лятора и фиксирует соответствующим образом ограничение по положению.
Система автоматического управления КГГС постоянно отслеживает отклонение АР фактического давления в коллекторе КГГС, Р ^ от уставки Р ,
г куст_ф куст
и корректирует коэффициенты пропорциональности ПИД-регуля-
торов скважин Кп. в зависимости от величины и знака отклонения давления АР следующим образом:
- если давление в коллекторе КГГС Р . превышает уставку,
куст_ф г 3 3
т. е. Р „ > Р , то САУ КГГС изме -
куст_ф куст'
няет Кп. в большую сторону у тех скважин, давление которых ближе к минимально допустимому давлению т¡пР. на их устье;
- если давление в коллекторе КГГС Р . меньше уставки, т. е.
куст_ф 3
Р „ < Р , то САУ КГГС изменяет
куст_ф куст'
Кп. в большую сторону у тех сква -жин, давление которых ближе к максимально допустимому давлению тахР. на их устье;
- если вычисленное значение Кп превысит величину максимально допустимого значения коэффициента пропорциональности тахКп., то САУ КГГС переходит на назначение величины Кп., исполь-
г
зуя следующий алгоритм.
Сначала производит вычисление значения следующих разностей:
АР = Р ф - Р ,
куст_ф куст'
= тахКп. - Кп,
/ / г
= Кп. - m/пКп..
Определив указанные величины, САУ КГГС переходит к назначению новой величины Кп , используя следующие условия:
- если АР = 0, то Кп = Кп.,
- если АР < 0,
то Кп.. н = Кп. + (АК|(?-|АР|),
- если АР > 0,
то Кп.. н = Кп. + (АК|*-|АР|),
- если Кп > тахКп ,
/ Г
то Кп = тахКп..
В случае возникновения ситуации, когда все скважины куста вошли в зону ограничений по давлению, расходу или по положению рабочего органа КР, САУ КГГС про -
изводит остановку управляющих воздействий с ПИД-регуляторов на клапаны-регуляторы с выдачей сообщения оператору АСУ ТП УКПГ о невозможности поддержания давления в КГГС.
ВЫВОДЫ
Представленное инновационное решение по управлению работой кустов газодобывающих скважин позволяет АСУ ТП УКПГ совместно с САУ КГГС полностью учитывать индивидуальные особенности эксплуатации скважин ГГК. Это значительно повышает эффективность использования индивидуальных возможностей каждой скважины ГКМ. Одновременно значительно снижается информационная нагрузка на оперативный персонал, что повышает эффективность принятия решений в системе при управлении процессом добычи и сбора газа на ГКМ.
Система автоматического управления КГГС реализована в ПАО «Газпром» в ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном ГКМ на УКПГ-1В и УКПГ-2В.
Учитывая положительные результаты эксплуатации САУ КГГС, предложено широко использовать ее и на других действующих и вновь осваиваемых газоконден-сатных месторождениях Крайнего Севера РФ. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Патент ПМ № 62656 РФ. Система автоматического поддержания давления на кусте скважин / В.Я. Бырко, А.Ф. Поезжаев. Заявл.: 05.12.2006, опубл. 27.04.2007 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www1.fips.rU/wps/portal/IPS_Ru#1548244235266 (дата обращения: 23.03.2019).
2. Патент № 2559268 РФ. Система адаптивного автоматического управления производительностью куста газовых скважин / А.В. Кононов, К.В. Степовой, С.В. Мороз. Заявл.: 12.02.2014, опубл. 10.08.2015 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www1.fips.ru/wps/portal/ IPS_Ru#1548244599097 (дата обращения: 23.03.2019).
3. Патент № 2 643 884 РФ. Способ автоматического управления технологическими процессами куста газовых и газоконденсатных скважин / О.Б. Арно, А.К. Арабский, С.И. Гункин и др. Заявл.: 25.01.2017, опубл. 06.02.2018 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www1.fips.ru/wps/ portal/IPS_Ru#1548244764933 (дата обращения: 23.03.2019).
4. Энциклопедия АСУ ТП. П.5.5. Расчет параметров [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.bookasutp.rU/Chapter5_5.aspx#HandTuning (дата обращения: 23.03.2019).
