ПРИНЦИПЫ УПРАВЛЕНИЯ

ГАЗОДОБЫВАЮЩИМИ ПРЕДПРИЯТИЯМИ

общие сведения

О ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ

ГДП — одно из важнейших звеньев единой динамической системы, охватывающей 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 внутри- промысловых газосборных сетей. Отдельные элементы этой системы рассредоточены на площади в несколько десятков и даже сотен квадратных километров, но они взаимосвязаны и участвуют в едином технологическом процессе добычи газа [29]. Фактически ГДП создается для эксплуатации пласта и одна из его основных задач — поддержание рационального режима разработки залежи, в чем и заключаются функции технологических объектов основного производства газодобывающего предприятия.

Газовые скважины, установки комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГ), головные сооружения (ГС), оснащенные сложным технологическим оборудованием, а также сеть внут- рипромысловых и выходных коллекторов представляют собой объекты основного производства ГДП, взаимосвязанные между собой и подчиненные единой цели — бесперебойному снабжению потребителей газом в нужных количествах и соответствующего качества, а также максимальному отбору углеводородного конденсата, как весьма ценного сырья для химической промышленности.

Необходимое условие нормальной производственной деятельности объектов основного производства ГДП — высокопроизводительная и безаварийная работа газовых скважин и технологических установок, непосредственно определяющих добычу природного база и качество его подготовки. Эта работа заключается в тщательной очистке и осушке природного газа от твердых примесей, агрессивных компонентов и влаги, так как они способствуют быстрому износу дорогостоящего оборудования и вызывают нарушения в нормальной эксплуатации ГДП.

К качеству подготовки природного газа, подаваемого в магистральные газопроводы, предъявляются определенные требования, выполнение которых должно обеспечивать нормальный транспорт газа и использование еф потребителями без ослож-

нений, с соблюдением санитарных норм и условий безопасности [40].

При предъявлении требований к качеству транспортируемого газа прежде всего должны учитываться режимные факторы работы газопроводов. Особенно большое значение это имеет при установлении необходимой степени осушки газа и извлечения из него конденсирующихся углеводородов. Основным требованием к газу, подлежащему транспортированию по газопроводу, является такая его подготовка, после которой не происходила бы конденсация воды и углеводородов при давлениях и температурах, соответствующих режиму работы газопровода. Для соблюдения данных условий необходимо выполнение всех требований и норм ОСТ 5140—74 на природные горючие газы, которые сводятся к следующему.

Точка росы по влаге и тяжелым углеводородам при давлении 5,5 МПа должна быть не более: в зимний период для умеренной и жаркой климатических зон —10-4—5° С, для холодной климатической зоны —254—20° С; в летний период для умеренной и жаркой климатических зон 3° С, для холодной —154—5° С.

Содержание механических примесей для холодной, умеренной и жаркой климатических зон на 100 м3 газа не должно превышать 0,1—0,3 г.

Содержание сероводорода должно составлять не более 2,0 г/100 м3.

Содержание кислорода для природного газа всех климатических зон не должно превышать 1,0 об. %.

Выполнение требований ОСТ 5140—74 заключается в обоснованном выборе метода подготовки природного газа, зависящего от конкретных условий эксплуатации газовых месторождений и поставленной задачи подготовки газа.

Выбор метода подготовки газа зависит от некоторых факторов, к основным из которых относятся следующие.

Фракционный состав газа и особенно наличие в нем конденсата.

Содержание влаги в газе (насыщение газа парами воды и вынос пластовой воды).

Давление и температура газа в пластовых условиях и на устье скважины.

Климатические и почвенные условия в районе разрабатываемого месторождения и по пути транспортирования газа по магистральным газопроводам.

Требования потребителей, использующих газ как технологическое сырье, к его составу и качеству.

На ГДП различают централизованную и децентрализованную структуры сбора и подготовки газа [36].

При централизованной структуре обустройства (рис. 1) ГДП йаз из скважин по шлейфам (выкидным линиям) поступает на УКПГ, где осуществляется предварительная его

Рис. 1. Схема централизованного сбора и подготовки природного газа и газового конденсата.

1 — природный газ; 2 — газовый конденсат; 3 — ингибитор гидратообразования

подготовка по упрощенной технологии (очистка от механических примесей и капельной влаги) и подается на головные сооружения промысла, осуществляющие окончательную его подготовку.

При децентрализованной структуре обустройства (рис. 2) ГДП газ из скважин по шлейфам (выкидным линиям) поступает на УКПГ, где и осуществляется его полная под-

Рис. 2. Схема децентрализованного сбора и подготовки природного газа и газового конденсата.

/ — природный газ; 2 — газовый конденсат; 3 — ингибитор гидратообразо- ния

готовка к дальнему транспорту (очистка от механических примесей, капельной и паровой влаги, выделение тяжелых углеводородов, замер, подача в магистральный или промысловый газопровод).

Установление технологических режимов эксплуатации промысловых установок подготовки природного газа, газовых скважин и газоносного пласта осуществляется производственно-диспетчерской, оперативно-производственной и геологической службами газодобывающего предприятия [11].

Производственно-диспетчерская служба (ПДС)—орган управления основным производством ГДП, который осуществляет:

обеспечение выполнения заданий по добыче газа и конденсата;

контроль за соблюдением технологических режимов базопромыслового оборудования;

координацию производственной деятельности всех УКПГ или ГС;

организацию выполнения графиков ремонта скважин и плана геолого-технических мероприятий;

организацию внедрения новой техники и технологии.

Оперативно-производственнаяслужба

(ОПС)—орган управления УКПГ. Она обеспечивает:

сбор технологических параметров, характеризующих процессы подготовки газа;

обслуживание газопромыслового оборудования и поддержание установленных режимов работы УКПГ или ГС;

бесперебойную эксплуатацию скважин и технологических установок подготовки газа к дальнему транспорту.

Геологическая служба ГД П осуществляет: контроль за разработкой месторождения;

текущее геологическое обслуживание фонда скважин;

организацию исследования скважин, разработку оптимальных режимов работы скважин и контроль за их соблюдением;

учет добычи газа и конденсата по отдельным скважинам и эксплуатационным объектам;

разработку и внедрение геолого-технических мероприятий;

контроль за проведением работ по капитальному и подземному ремонтам скважин.

Центральный управляющий орган на ГДП — геологическая служба, планирующая технологические режимы эксплуатации объектов газового месторождения исходя из директивных заданий, поступающих из вышестоящих плановых органов. В свою очередь производственно-диспетчерская служба — центральный диспетчерский пункт ГДП — осуществляет совместно с оперативно-производственными службами оперативное управление технологическими объектами ГДП таким образом, чтобы обеспечить выполнение плановых заданий по добыче природного газа и газового конденсата.

ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОНОСНЫХ

ПЛАСТОВ И СКВАЖИН

Основной объект добычи газа — продуктивный газоносный пласт, являющийся замкнутым резервуаром, и содержащий газ, конденсат и воду. Ценность пласта как объекта эксплуатации определяется различными факторами: минералогическим составом породы газосодержащих коллекторов, их пористостью, газо- насыщенностью и проницаемостью; глубиной залегания и теп-

Рис. 3. Схема газовой залежи.

ГВК — газоводяной контакт; Э, Н, Р, П— эксплуатационная, наблюдательная, разведочная и пьезометрическая скважины соответственно

ловым режимом пласта; содержанием и продвижением различных вод в пласте; пластовым давлением и т. д.

Породы, содержащие газ, по литологическим и коллекторским свойствам весьма разнообразны. К ним относятся песчаники, алевролиты, известняки и доломиты.

Коллекторами Саза служат осадочные породы, которые состоят из слоев или пластов горных пород. Пласт представляет собой геологическое тело, сложенное в основном однородной осадочной породой, ограниченное сверху и снизу приблизительно параллельными поверхностями напластования [2]. Газ накапливается в природных резервуарах, в ловушках, где из-за различного рода структурных дислокаций, стратиграфического и литологического экранирования для этого создаются условия.

Скопления газа в коллекторах ловушки образуют залежи газа. Поэтому тип залежи определяется типом природного резервуара и ловушки. К брахиантиклинальной складке приурочены пластовые сводовые и массивные залежи. Единичная залежь или совокупность залежей i/аза в разрезе отложений на одной площади называется месторождением.

На рис. 3 представлена схема пластовой залежи. Как очевидно, объект скопления, а в процессе разработки объект добычи газа, представляет замкнутый резервуар, покрышкой которого служат плохо проницаемые горные породы, перекрывающие и экранирующие скопление газа.

Все газовые и газоконденсатные месторождения — составная часть какого-либо гидродинамического бассейна. В зависимости от характера залежи, пластовые воды, окружающие ее, могут быть по отношению к ней контурными или подошвенными. Для пластовых залежей свойственно наличие контурной воды, а массивные залежи подстилаются повсеместно подошвенной водой.

Граница между газовым пластом и водой в газовых залежах именуется газоводяным контактом (ГВК). Начальное по- 10

ложение ГВК определяется законом гидростатики разовой зоны пласта и законом стационарной фильтрации воды в водоносной части пласта при подвижности пластовых вод.

Первоначально почти для всех газовых и газоконденсатных месторождений свойствен- газовый режим. В процессе разработки проявляется упруговодонапорный режим. В силу неоднородности коллекторов продвижение краевой воды к залежи происходит по-разному. Скорость перемещения краевой воды в залежь определяется разностью давлений на контуре залежи и контуре дренирования гидродинамического бассейна, ее окружающего [9].

В неразработанных газовых месторождениях породы пласта и газа имеют одинаковую температуру. При движении газа в пористом пласте происходит дросселирование газа, в результате чего температура природного раза снижается в среднем на 0,3— 0,4° С на 0,1 МПа падения давления. При очень больших дебитах происходит сильное охлаждение газа на забое скважин, в результате чего в стволе или даже на забое скважины при соответствующих термодинамических условиях могут образовываться гидраты углеводородных газов.

По мере выработки газового месторождения пластовое давление в залежи понижается. В результате уменьшается объем газоносного поровоф пространства соответствующей выработанной зоны, ГВК перемещается в залежь, что приводит к изменению первоначального состояния объекта добычи газа.

Разработка газовых месторождений, представляющая собой сложный технологический процесс, нуждается в специальном контроле, анализе и регулировании отборов газа, начиная с ввода в эксплуатацию первой скважины до полного истощения залежи.

Для каждого газового месторождения характерно присущее ему индивидуальное геологическое строение, в зависимости от которого ведется разработка. Несмотря на разнообразие коллекторских свойств разрабатываемой залежи, общим является: обеспечение плановой добычи газа при максимальном коэффициенте газоотдачи, что достигается регулированием отбора газа, в результате которого обеспечивается равномерное продвижение пластовой воды, исключается защемление газа.

С позиции управления газовое месторождение рассматривается как объект управления, а управляющим органом является геологическая служба ГДП. Поэтому плавная задача исследования — получение информации о состоянии газового месторождения (залежи) в функции времени. Полученные результаты служат исходными данными для выработки объективного решения с целью воздействия на эксплуатируемый объект — залежь для рационального использования пластовой энергии. Это должно обеспечить максимальный коэффициент газоотдачи. Для данной управляемой системы характерны следующие свойства.

Расположение управляемого объекта на большой глубине.

Сложное геологическое строение и большие размеры.

Коллекторские и физико-химические свойства определяются косвенным путем.

Объект представляет собой замкнутый резервуар, запасы газа в котором в процессе эксплуатации истощаются.

Первоначальные параметры пласта изменяются во времени, отражая изменение внутренней среды. ■

Граничные условия газоносного пласта (начальное давление, газоводяной контакт и др.) претерпевают изменения в процессе эксплуатации, что приводит к нарушению гидродинамического равновесия залежи.

Для воздействия на такой объект, как газовая залежь, необходимо, чтобы управляющий орган:

располагал необходимой информацией, описывающей как начальное, так и текущее состояние объекта управления;

имел четкую конечную цель управления, что в данном случае означает на основе набора числовых значений параметров, характеризующих состояние газовой залежи, обеспечить плановую добычу газа;

располагал набором различных прогнозных вариантов разработки залежи, чтобы иметь возможность выбора оптимального варианта для достижения конечной цели;

располагал техническими, материальными, финансовыми и другими средствами, обеспечивающими реализацию выбранных управляющих воздействий на разовую залежь.

В процессе разработки происходящие в пластах изменения скрыты от непосредственного наблюдения. Представление об этих процессах составляется в результате изучения реакции месторождения на его разработку. При этом поток информации о месторождении и внутрипластовых процессах, проходящих при его разработке, поступает от разведочных, эксплуатационных, наблюдательных и пьезометрических скважин. На основе этой информации необходимо составить наиболее полное представление о месторождении и дать прогноз проходящих в нем процессов при реализации различных систем разработки.

Рассмотрим объекты управления (газовое и газоконденсатное месторождения), которые эксплуатируются и являются типовыми по размерам, геологическому строению и технологическим режимам разработки.

МЕСТОРОЖДЕНИЕ ГАЗЛИ

Продуктивность месторождения Газли связана с песчаноглинистыми терригенными отложениями мелового возраста, глубина залегания которых колеблется от 550 до 1200 м [10, 45]. В отложениях мела выделяются следующие продуктивные горизонты: XIII, XII, XI, X, IX и VIII. Причем на долю IX и X го-

ризонтов (сеноман) и XII горизонта (альб) приходится основная часть всех запасов.

Размеры структуры по основным продуктивным горизонтам составляют ЗбХ 13 км, при высоте 163—164 м (для XIII и XII горизонтов) и 180—185 м (для остальных горизонтов).

Каждый из продуктивных горизонтов — самостоятельный объект, внутри которого выделяются отдельные пласты, разделенные между собой непроницаемыми и выдержанными по площади перемычками.

Разрез XIII горизонта представлен переслаивающимися раинами, алевролитами и песчаниками и реже известняками. Горизонт нефтегазоносный.

Коллекторские свойства.горизонта по керну следующие: пористость 22—24%; коэффициент газонасыщенности 56%; коэффициент нефтенасыщенности 38—44%; газопроницаемость до 1,03-КН2 м2, пластовая температура 66° С, начальное пластовое давление 11,45 МПа.

XII горизонт представлен переслаивающимися песчаниками, алевролитами и глинами. В разрезе выделяются четыре пачки, а именно: ХП-а, ХП-б, ХП-в и ХП-г. Залежь газа пластово-сводового типа, подпирается контурными водами и обладает самостоятельным газоводяным контактом (ГВК). Пористость 18— 20%, проницаемость (0,5—0,6) 1012 м2, коэффициент газонасыщенности 65—-70%, начальное пластовое давление 11,28 МПа, температура 60° С, эффективная мощность 48 м.

XI горизонт характеризуется литологической изменчивостью по площади, представлен песчаниками и алевролитами. Залежь газа пластово-сводовая с самостоятельным ГВК, подпирается контурными водами. Пористость 25—32%, проницаемость до 2,7-10-12 м2, коэффициент газонасыщенности 68%, эффективная мощность 12 м, начальное давление 11,1 МПа, температура 59° С.

X горизонт представлен переслаивающимися песчаниками, алевролитами и глинами. В разрезе горизонта выделяют восемь пачек: Х-1—Х-8. Пачка Х-8 полностью водонасыщена. В целом по этому горизонту эффективная мощность составляет 70—75 м, пористость 19—20%, проницаемость (1,1—1,2) 10—12 м2, коэффициент газонасыщенности 70%, начальное пластовое давление 8,24 МПа, температура 55° С.

IX горизонт сложен переслаивающимися песчаниками и Илинами. В разрезе выделяют три пачки: IX-1—IX-3. Залежь газа горизонта пластовая, сводовая, подпирается контурными водами. Максимальная эффективная мощность горизонта 90—105 м, пористость 20—22%, проницаемость (1,4—1,5) 10~12 м2, коэффициент газонасыщенности 70—75%, начальное пластовое давление 7,31 МПа, температура 50° С.

ШЕБЕЛИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Шебелинское газовое месторождение приурочено к брахиан- тиклинальной складке, геологический разрез которой представлен каменноугольными, пермскими, триасовыми, юрскими, меловыми, палеогеновыми и неогеновыми отложениями [31].

Основные скопления газа приурочены к отложениям нижней перми (нижнеангидритовый горизонт, свита медистых песчаников) и верхнегр карбона (араукаритовая свита), образуя единую массивно-пластовую залежь, мощностью более 1100 м.

В связи с большим этажом газоносности, многопластовостью залежи, литологической неоднородностью и значительным превышением в своде структуры пластовых давлений над гидростатическим месторождение было разбито на три эксплуатационных объекта, стратиграфически соответствующих комплексу отложений: нижнеангидритовый горизонт (НАГ), свита медистых песчаников (СМП) и араукаритовая свита карбона (АСК).

Нижнеангидритовый горизонт приурочен к отложениям ни- китовской свиты нижней перми и представлен чередующимися терригенными и хемогенными породами. В составе хемогенных отложений преобладают ангидриты и доломиты, реже встречаются доломитизированные известняки, мергели, каменная соль, породы смешанного состава: ангидрито-доломиты, доломито-ан- гидриты. В разрезе к коллекторам относятся кавернозно-трещиновато-пористые доломиты и доломитизированные известняки, емкостью в которых служат поры и каверны, а трещины выполняют роль путей фильтрации. К пористым коллекторам относятся рыхлые крупнозернистые алевролиты и песчаники с открытой зерновой пористостью более 8—10% и проницаемостью более 0,5 • 10~12 м2, к трещиновато-пористым — плотные мелкозернистые глинистые алевролиты с пористостью менее 8—10% и проницаемостью 0,5*10-13 м2.

Для НАГ свойственна следующая геолого-промысловая характеристика: высота залежи 100—150 м, средняя глубина залегания продуктивного пласта 1400 м, средняя эффективная мощность 18,4 м, средняя пористость 8%, проницаемость (0,5— —6)10-12 м2, коэффициент газонасыщенности 70%, средняя температура пласта 45—50° С, начальное пластовое давление 22,5— 23,5 МПа, начальное положение ГВК 2270 м.

В СМП условно выделены пять горизонтов. В основу деления положен литологический принцип. СМП представлена глинами, песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Коллекторами служат песчаники и алевролиты. Геолого-промысловая характеристика СМП следующая: высота залежи 450 м, средняя глубина залецания продуктивного пласта 1870 м, средняя эффективная мощность 32,5 м, средняя пористость 11%, проницаемость (4—15) 10-12 м2, средняя температура пласта 59—62° С, 14

начальное пластовое давление 23,5—24,0 МПа, начальное положение ГВК 2270 м.

В АСК выделены семь горизонтов. АСК состоит из глин, песчаников, алевролитов и аргиллитов. Коллекторами служат песчаники и алевролиты. Высота залежи 500 м, средняя глубина залегания продуктивного пласта 2250 м, средняя эффективная мощность 39 м, средняя пористость 12,8%, проницаемость (7—22) 10^12 м2, средняя температура пласта 74—77° С, начальное пластовое давление 24,0—24,9 МПа, начальное положение ГВК 2270 м.

Все объекты разрабатываются в основном самостоятельными сетками скважин.

ОРЕНБУРГСКОЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Продуктивность месторождения связана с карбонатной толщей перми — карбона, надежно перекрываемой сульфато-гало- генной толщей кунгурского яруса перми [31].

Сложность геологического строения залежи обусловливается следующим.

Газовая залежь пластово-массивная, подстилается пластовыми водами на площади почти в 1500 км2.

Этаж газоносности в сводовой части месторождения превышает 500 м.

Резкая изменчивость литолого-фациальных и коллекторских свойств карбонатного массива по площади и разрезу.

Наличие маломощной (не более 20 м) подстилающей нефтяной залежи, по-видимому не имеющей сплошного распространения.

Наличие в залежи аномально высокого пластового давления наряду с аномально низкой пластовой температурой.

Присутствие в газе и в подстилающих залежь водах активных корродирующих компонентов — сероводорода и углекислого газа.

Коллекторские свойства продуктивной карбонатной толщи варьируют в широких пределах; в разрезе в различных сочетаниях переслаиваются плотные, трещиноватые, пористые, кавернозные и смешанные коллекторы. Средняя эффективная открытая пористость, принятая для подсчета запасов газа, составляет 11% (при нижнем пределе 6%), газонасыщенность — 65%; средняя проницаемость колеблется от долей до 2-10~12 м2.

Первоначальное положение газожидкостного контакта принято по изог|ипсе— 1750 м по кровле отложений артинского яруса перми. Размеры основной залежи составляют 107,5X18— —20 км. Начальное пластовое давление на отметке плоскости ГЖК составляло 20,6 МПа.

Оренбургское газоконденсатное месторождение разбурено по

равномерной сетке со средним расстоянием между скважинами 1 км, они сгруппированы в УКПГ.

Продуктивная толща вскрыта преимущественно открытым стволом; в центральной зоне месторождения с максимальными газонасыщенными мощностями верхняя часть разреза перекрыта колонной, тем самым созданы условия для двухобъектной эксплуатации залежи.

ШАТЛЫКСКОЕ ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Шатлыкское газовое месторождение находится в Марыйском газоносном районе, расположенном на стыке трех крупных тектонических элементов [31].

Газовая залежь приурочена к карабильской свите и представлена переслаивающимися песчаниками, алевролитами, глинами и карбонатными прослоями. Продуктивны песчаники. Размеры залежи 63X14 км. Глубина залегания продуктивного горизонта 3400 м, абсолютная отметка ГВК — 3245 м.

Шатлыкское газовое месторождение характеризуется следующими геолого-промысловыми показателями: средняя эффективная мощность 37 м, средняя пористость 21%, цазонасыщенность 62%, средняя проницаемость до 0,27-10-12 м2; начальное пластовое давление 36,8 МПа, температура пласта 137° С.

В структурном плане месторождение приурочено к двум куполам: Западный Шатлык и Восточный Шатлык, высота газовой залежи в пределах Западного Шатлыка составляет 207 м, Восточного— 100 м. В связи с этим половина залежи является пластовой сводовой с краевыми водами, другая — водоплавающей.

ВУКТЫЛЬСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Месторождение газоконденсатное, приурочено к крупной асимметричной антиклинальной складке. Залежь выявлена в карбонатных отложениях нижней перми, верхнего, среднего и нижнего карбона. Продуктивная толща представлена известняками переслаивающимися, с доломитами и доломитизированны- ми известняками. Отдельными прослоями залегают терригенные отложения, приобретающие существенное значение в отложениях верхнеартинского подъяруса нижней перми и яснополянского горизонта нижнего карбона. Вуктыльская залежь относится к массивным с перемеживающимися по коллекторским свойствам и продуктивности зонам. В коллекторах месторождения микротрещины объединяют весь карбонатный массив в единую гидродинамическую систему. Начальное пластовое давление на отметке 3025 м составляло 37 МПа, температура 62° С [31].

В газах Вуктыльского месторождения содержится: этана до 9%, пропана около 2%, более 1% Других гомологов метана, 16

5—7% азота, 0,1% двуокиси углерода; сероводород в газе отсутствует.

Месторождение разрабатывается без поддержания пластового давления, и за период разработки пластовое давление значительно снизилось.

Газоносный пласт разрабатывается газовыми скважинами, через которые отбирается газ из месторождения и затем подается на1 установки комплексной подготовки газа (УКЦГ) и головные сооружения (ГС).

Контроль за правильным режимом разработки газового месторождения предполагает измерение или косвенное определение ряда глубинных параметров, их сравнение с заданными значениями и принятие необходимых мер для устранения отклонений. Комплекс работ по контролю за состоянием пласта, исследованию скважин, сбору и обработке данных, определению режимов работы скважин осуществляется геологической службой промысла.

Для нормальной эксплуатации скважины и прискважинного оборудования необходимо проводить: замер давлений, температуры, количества выносимой воды и конденсата, подсчет дебита газа, продувку сепараторов, смену картограммы, ремонтные работы и мероприятия по увеличению дебитов газовых скважин. Кроме того, важная часть этого комплекса — мероприятия по испытанию скважин. Все испытания, проводимые на действующих газовых скважинах, делятся на четыре группы: первоначальные, режимные, текущие и комплексные. Цель первоначальных испытаний — изучить параметры пласта и условия первоначального залегания газа в пласте. Измеряются и рассчитываются проницаемость, пористость, мощность и пьезопроводность пласта, а также физические и химические свойства газа и воды. Выясняется состояние забоя, ствола и устьевого оборудования скважины при различных расходах г|аза, строится индикаторная кривая, а также определяется максимально возможный дебит скважины.

Режимные испытания проводят на скважинах, вводимых в эксплуатацию из бурения или после капитального ремонта и длительного простоя. Основная цель таких испытаний — определение параметров пласта и других данных, необходимых для установления технологического режима эксплуатации скважины [53, 56].

Текущим испытаниям подвергаются все действующие скважины. Цель испытаний — определить зависимость дебита газа от противодавления на пласт, выявить изменение расхода газа и давления во времени, определить статические давления для построения карт изобар. При испытаниях наблюдают за выносом твердых частиц и жидкостей и работой прискважинного оборудования. Результаты испытаний могут служить основанием для пересмотра технологического режима работы скважины.

2 Зак. 1437 17

Комплексные испытания проводят одновременно на многих скважинах или месторождениях, расположенных в единой пластовой водонапорной системе, для выяснения и уточнения физических и Пазодинамических параметров данного участка или пласта в целом, для изучения взаимодействия газовых скважин и месторождений, а также для изучения других вопросов, связанных с исследованием пластовой водонапорной системы в целом и процессов, протекающих в ней во времени.

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 эксплуатации газовой скважины должен удовлетворять следующим требованиям.

Получение возможно большего дебита газа при минимальной затрате пластовой энергии.

Соблюдение условий охраны недр и правил техники безопасности.

Указанные требования обеспечиваются автоматизацией газовых скважин, предусматривающей следующее.

Измерение буферного и затрубного давления на устье.

Автоматическое отключение скважины в случае разрыва шлейфа. Защита скважины осуществляется установкой отсекающего клапана в непосредственной близости от устья скважины. В случае разрыва шлейфа клапан должен закрываться, а на щит оператора должен быть подан косвенный (по падению давления в шлейфе) аварийный сигнал.

Автоматическое отключение скважины в случае нарушения герметичности, разрыва или обрыва колонны НКТ. Для выполнения указанной операции следует использовать тот же отсекающий клапан, который отключает скважину при разрыве шлейфа.

Автоматический отвод жидкости, скапливающейся на забое и в стволе скважины.

Автоматический ввод ингибитора в скважины для борьбы с коррозией.

Защита скважины от фонтанирования при разрыве елки или фонтанной арматуры.

ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ОБУСТРОЙСТВА ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ

ПРЕДПРИЯТИЙ

Один из основных технологических процессов, широко используемый на газодобывающих предприятиях, — процесс низкотемпературной сепарации (НТС), предназначенный для выделения из потока природного газа в промысловых условиях уг-

леводородного конденсата и влаги при низких температурах, полученных дросселированием, основанным на эффекте Джоуля— Томсона. Процесс дросселирования — снижение давления газа или жидкости при прохождении их через суженное отверстие (вентиль, дроссель и т. п.) — адиабатически необратимый процесс, который характеризуется постоянной энтальпией (теплосодержанием) газа. Очень малое изменение энтальпии, которым обычно пренебрегают, вызывается разностью в скоростях истечения газа до и после дросселирования. В реальном газе при дросселировании вследствие совершения работы против внутренних сил взаимодействия молекул и изменения объемной энергии изменяется внутренняя энергия и поэтому изменяется температура. Совершение работы против внутренних сил взаимодействия молекул при расширении газа в процессе дросселирования приводит к понижению температуры газа [37].

Получение необходимых минусовых температур сепарации на установках НТС зависит от дросселирования. Когда запаса пластовой энергии недостаточно для получения необходимой температуры сепарации с помощью дросселирования газа, необходимо использовать другие источники холода, например холодильные машины.

Углеводородные газы, контактирующие с водой при определенных давлении и температуре, могут образовывать кристаллогидраты. Температура газа — один из основных факторов, определяющих условия гидратообразования. Изменение температурного режима при наличии в газе жидкой и твердой фаз, соотношение между которыми изменяется в зависимости от термодинамических условий, может привести к гидратообразованию в системе технологических линий установки НТС. Предупреждение образования гидратов в установках НТС осуществляется путем ввода гликоля в поток газа с помощью форсунки, направленной в сторону движения газа для лучшего распыления гликоля в потоке газа и обеспечения контакта его с водой. Глико- лщ введенные в насыщенный водяными парами поток природного газа, частично поглощают водяные пары и переводят их вместе со свободной водой в раствор, который совсем не образует гидратов или образует их при температурах более низких, чем температура гидратообразования, в случае наличия чистой воды.

Технологический режим работы установки НТС выбирается на основе термодинамических расчетов, которые должны определить следующее.

Давление и температуру, при которых происходит максимальная конденсация углеводородов.

Понижение температуры за счет дроссель-эффекта.

Количество и состав полученных на установке газа и конденсата.

Тепловой баланс теплообменной аппаратуры.

Газ, выходящий из промысловых УКПГ или ГС, должен быть таким, чтобы полностью исключалось выпадение воды и углеводородного конденсата на всем пути следования газа от района добычи до потребителя.

Процесс НТС обеспечивает необходимую точку росы по влаге и конденсату, достаточную для транспорта газа в средних широтах, удовлетворительное выделение пентана и более тяжелых углеводородов, достаточно прост и экономичен. Но вместе с тем при таком способе подготовки из газа не выделяются этан и пропан и в некоторых случаях значительны потери пентана и высокомолекулярных компонентов.

Рассмотрим принципиальные технологические схемы установок НТС, применяемых на основных газовых месторождениях [38, 40].

На Шатлыкском газовом месторождении принята централизованная система подготовки газа (рис. 4). Газ из скважин поступает на УКПГ с температурой 97° С под давлением 29 МПа. Через задвижку, на которой давление снижается до 16 МПа, газ поступает в сепаратор 1, где происходит первичное отделение капельной жидкости от газа, поступающего затем на воздушный и водяной холодильники 2, 3. Здесь газ охлаждается сначала до 65° С, а затем до 45° С и через сепаратор 4 направляется на ГС. Для дальнейшей осушки газа на ГС предусмотрены установки НТС — несколько технологических линий с общей производительностью 96 мл. м3/сут. Газ из кол-

Рис. 4. Технологическая схема подготовки газа на Шатлыкском газовом месторождении

Рис. 5. Технологическая схема подготовки газа на Оренбургском газоконденсатном месторождении

лектора через задвижку 5 поступает в кожухотрубчатый теплообменник 6, где охлаждается встречным потоком осушенного газа до 20° С. Выделившаяся при охлаждении жидкость отделяется от газа в сепараторе первой ступени 7 и поступает в разделительную емкость 8.

После теплообменника 9 в газ с помощью форсунок 10, для предотвращения гидратообразования впрыскивается 80%-ный раствор ДЭГа. Путем дросселирования на регулируемом штуцере 11 температура газа понижается с —3 до —15° С, после чего происходит отделение выделившейся жидкости в сепараторе второй ступени 12. Осушенный и очищенный газ проходит по межтрубному пространству теплообменников 9 и 6, поступает на замерный пункт и далее направляется потребителю.

Насыщенный раствор ДЭГа из сепаратора 12 направляется на установку регенерации ДЭГа 13, где его концентрация восстанавливается до 80%.

Оренбургское газоконденсатное месторождение обустроено по децентрализованной схеме подготовки газа (рис. 5). Газ из скважины через задвижку 1, на которой его давление снижается до 12 МПа, направляется в сепаратор первой ступени 2, где от него отделяется капельная жидкость, поступающая в разделительную емкость 3. Здесь конденсат отделяется от пластовых вод и направляется на стабилизацию. Давление в разделительной емкости с помощью регулирующего ор-

гана поддерживается равным 7 МПа. Газ выветривания подается в общую линию перед сепаратором второй ступени. Для предотвращения тЩдратообразования с помощью форсунок 4 впрыскивается 80%-ный раствор ДЭГа. После сепаратора 2 газ подается в теплообменник 5, где происходит его предварительное охлаждение потоком отсепарированного газа. Затем регулирующим органом 6 газ дросселируется, причем его температура понижается до —20° С. Конденсат и насыщенный раствор ДЭГа отделяются от газа в сепараторе второй ступени 7. Очищенный газ после замера под давлением 6,4 МПа подается потребителю. Концентрация раствора ДЭГа восстанавливается на установке регенерации ДЭГа. В зимнее время все технологические установки обогреваются с помощью нагретого в печи 8 раствора ДЭГа.

На Шебелинском газовом месторождении в схеме обустройства промысла используется процесс НТС (рис. 6). Газ поступает в сепаратор 1 для отделения воды и конденсата, вынесенных с забоя скважины, а затем в теплообменник 2, где в результате теплообмена с холодным потоком газа, поступающим в межтрубное пространство теплообменника из низкотемпературного сепаратора 3, приобретает температуру около — 15° С. В качестве ингибитора гидратообразования в поток газа перед теплообменником подается ДЭГ, который впрыскивается через форсунку 4 в поток газа насосом 14.

После теплообменников газ через штуцеры поступает в жалюзийный сепаратор 3 с насадкой 11. В штуцерах газ дросселируется до 5,5—5,7 МПа. В сепараторе 3 отделяются водный раствор ДЭГа и конденсат, а холодный газ распределяется в теплообменники скважин. Конденсат и насыщенный ДЭГ после жалюзийного сепаратора поступают в разделитель 5, где под действием сил гравитации происходит разделение ДЭГа и конденсата. ДЭГ заполняет отсек 7, а конденсат собирается в отсеке 8. Отсеки 9 и 10 предназначены для разделения воды и конденсата, поступающих из жалюзийного сепаратора 1. Из отсека 9 вода сбрасывается в канализацию, а конденсат из отсека 10 — в конденсатопровод. ДЭГ через сборную емкость 6 подается на установку регенерации 12. Регенерированный ДЭГ поступает в промежуточную емкость 13, откуда насосом 14 подается в форсунки 4 для впрыска в поток газа.

Освоение и обустройство газовых и газоконденсатных месторождений Сибири и Крайнего Севера представляют большие трудности в связи с суровыми климатическими и сложными географическими условиями. Поэтому основные решения по технологическим процессам промысловой подготовки газа и обустройству месторождений будут безусловно иными. Проблема подготовки газа УКПГ связана с вопросом о предотвращении гидратообразования в скважине.

В условиях эксплуатации месторождений Севера приходится

Рис. 6. Технологическая схема подготовки газа на Шебелинском газовом месторождении.

НВД — насос высокого давления: НДЭГ — нерегенерированный ДЭГ

опасаться появления гидратов на забое, а тем более в стволе -скважины по мере падения давления и температуры в результате теплообмена и дросселирования газа на пути от забоя до устья.

Принципиально можно рассмотреть два различных метода предотвращения и ликвидации гидратообразования: с применением и без применения ингибиторов.

Применение ингибиторов позволяет использовать естествен-

Рис. 7. Технологическая схема подготовки газа на Вуктыльском газоконденсатном месторождении

ный холод для получения газа соответствующей кондиции (точки- росы по воде и выделения конденсата).

Применение диэтиленгликоля может также в определенных условиях быть неудачным потому, что его вязкость по мере снижения температуры сильно возрастает, а при температурах около —40° С он замерзает при концентрации до 60% и свыше 80%.

Для борьбы с гидратообразованием в северных районах наиболее приемлем метанол. Метанол — ядовитое вещество, очень плохо поддается регенерации, но имеет весьма низкую температуру замерзания при невысокой концентрации, поэтому его рекомендуется применять на Севере.

Для схем подготовки газа методом НТС применение метанола по сравнению с другими ингибиторами технически целесообразно на тех месторождениях, где необходимо получить точку росы в пределах от —45 до —60° С с использованием для этого- процесса естественного холода.

Рассмотрим технологическую схему обустройства Вуктыльского газоконденсатного месторождения (рис. 7), где в качестве ингибитора гидратообразования используется метанол. Газ из скважины с температурой 25° С под давлением 20 МПа поступает на задвижку У, где е?о давление понижается до 14—12 МПа, а температура до 0—10° С. Выделившаяся при охлаждении капельная жидкость в сепараторе- первой ступени 2 в количестве 261 т/сут отделяется от газа и поступает в конденсатосборник 7, где происходит частичное разделе- 24

ние воды и конденсата. Газ из сепаратора 2 поступает в тепло^ обменник 4, где охлаждается отсепарированным газом, и далее на регулируемый штуцер 5, на котором давление газа понижается до 5,5—6,0 МПа, а температура до —20° С. Выделившаяся при этом жидкость отделяется в сепараторе второй ступени 6 и поступает в конденсатосборник.

Для предотвращения гидратообразования в газ с помощью форсунок 3, установленных перед теплообменником, впрыскивается раствор метанола. Осушенный газ через межтрубное пространство теплообменника поступает на головные сооружения. Жидкость из конденсатосборников направляется в разделительные емкости 8, где от конденсата отделяется насыщенный метанол. Конденсат и раствор метанола поступают на ГС для дальнейшей обработки. Газ выветривания из разделителей поступает в газосепараторы 9, где он очищается от примесей, а затем подается в общую линию.

Методы борьбы с пидратообразованием без применения ингибиторов — подогрев газа в скважине (там, где образование гидратов возможно уже в ее стволе), теплоизоляция шлейфов и подогрев газа в шлейфах. В этом случае исключается использование естественного холода в шлейфах для подготовки газа к транспорту, и точку росы до —50° С можно получить только при применении естественного холода на УКПГ.

По мере падения пластового давления для поддержания постоянной температуры сепарации газа прибегают к увеличению поверхности теплообмена рекуперативных теплообменников до экономически обоснованных размеров. Наконец наступает период, когда пластовое давление снижается до такой степени, что для получения заданной температуры сепарации необходимы либо ввод холода извне, либо применение других способов подготовки газа.

Извлечение конденсата из газа на установках НТС с использованием искусственного холода — один из наиболее эффективных способов подготовки газа к дальнему транспорту, обеспечивающих стабильность процесса до конца разработки месторождения. Схема установки НТС с применением искусственного холода (рис. 8) используется на Газлинском газовом месторождении.

Газ из общего коллектора поступает в теплообменник первой ступени Т-1, где охлаждается и далее поступает в контактор (абсорбер) осушки. В нижней части контактора имеется скрубберная секция, где газ отделяется от жидкости (углеводородного конденсата, воды), выделившейся в теплообменнике Т-1. Затем он направляется в среднюю часть контактора. Двигаясь снизу вверх навстречу ДЭГу с концентрацией 99 вес. %,, газ осушается до заданной точки росы и отделяется от капель насыщенного ДЭГа в скрубберной секции верхней части контактора.

Рис. 8. Технологическая схема подготовки газа на Газлинском газовом месторождении.

/ — газ с промысла; II— газ в газопровод; III— конденсат и вода; IV— насыщенный ДЭГ; V — регенерированный ДЭГ; VI—жидкий аммиак; VII— газообразный аммиак; VIII— конденсат; 1 — рекуперативные теплообменники; 2 —абсорбер; 3 — теплообменники второй ступени; 4 — испарительный холодильник; 5 — низкотемпературный сепаратор; 6 — конденсатосборник

После контактора газ охлаждается в теплообменниках второй ступени Т-2, а затем газ окончательно охлаждается в аммиачном испарителе до заданной температуры. Газ, отделившись от жидкости в низкотемпературном сепараторе, направляется в межтрубное пространство теплообменников сначала второй, затем первой ступени. Далее нагретый газ поступает в коллектор и, пройдя через замерный пункт, направляется в магистральный газопровод. Циркуляция аммиака осуществляется с помощью двухступенчатых газомотокомпрессоров [37].

Кроме установок НТС природного газа на ГДП используются установки подготовки и стабилизации газового конденсата, а также регенерации ингибитора гидратообразования. Указанные установки оснащаются средствами и системами автоматического контроля и регулирования, являющимися общей частью обустройства ГДП, и должны вводиться в действие одновременно с пуском технологических объектов в эксплуатацию. Автоматизация технологических процессов подготовки природного газа и газового конденсата должна обеспечивать следующее.

Дистанционный контроль, автоматическое регулирование и управление технологическими процессами подготовки газа и конденсата.

Повышение оперативности и надежности контроля и регулирования.

Повышение безопасности и безаварийности работы технологического оборудования агрегатов и отдельных объектов.

Быструю защиту при аварийных режимах и локализацию аварий.

Улучшение условий и облегчение труда обслуживающего персонала.

Эксплуатацию технологических объектов ГДП с минимальной численностью постоянного вахтенного персонала.

Средства и системы автоматического контроля и регулирования должны быть установлены таким образом, чтобы повреждения в них или в каналах связи, а также отключение источников питания не вызывали бы аварийных состояний управляемых объектов и не приводили бы к потерям газа, углеводородного конденсата и диэтиленгликоля.

Схемами автоматизации должно быть предусмотрено минимальное количество видов и величин питающих напряжений и давлений, должны использоваться стандартные величины и типовые устройства питания. На газопромысловых объектах в качестве источника питания пневматических средств контроля и регулирования может применяться сжатый воздух или природный газ с соответствующей очисткой и осушкой.

На всех ГДП в зависимости от технологической необходимости и требований, конкретных объектов и условий эксплуатации необходимо осуществлять сбор газопромысловой информации, состав которой определен «Основными положениями по автоматизации газодобывающих предприятий» [52].

Рассмотрим схемы автоматизации основных технологических процессов ГДП [47].

УСТАНОВКА НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ

Расход газа, поступающего из скважин на УНТС, поддерживается постоянным с помощью регулятора расхода, который состоит из датчика, регулирующего блока, работающего в комплекте с регулирующим клапаном, и вторичного самопишущего прибора, установленного на щите оператора (рис. 9). Регистрируется также температура входящего газа и предусматриваются регистрирующие влагомер и хроматограф (на рис. 9 они не показаны).

Рис. 9. Автоматизация установки низкотемпературной сепарации. / — конденсат, насыщенный ДЭГом; // — конденсат в разделительных емкостях Р-1; ш —газ в МГ; /V — регенерированный 80%-ный ДЭГ от насосов; V — газ из емкостей Р-4

Уровни конденсата и влаги, выделившихся в емкость разделения Е-1 сепаратора С-1, регулируются регуляторами расхода 1, 3, подающими пневмоимпульсы на регулирующие клапаны 2, 4, установленные на линии сброса воды и линии подачи конденсата на установку подготовки конденсата. Температура сепарации, являющаяся основным параметром процесса, регулируется регулятором температуры, поддерживающим определенное соотношение подачи газа в теплообменник Т-2 (6, 7). В сепараторе С-2 регулируется уровень конденсата и насыщенного ДЭГа 8, 9, поступающего на установку регенерации.

На выходе отсепарированного природного газа в МГ замеряется его расход 5 и регулируется давление 10, 11.

УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ КОНДЕНСАТА (УПК)

Нестабильный конденсат из входных сепараторов УНТС поступает в разделитель Р-1, в котором он отделяется от воды и затем направляется в разделитель РЛа (рис. 10). В разделителе РЛа конденсат частично разгазируется при давлении значительно меньшем, чем в Р-1, и также отделяется от воды. Разделитель Р-16 служит для отделения нестабильного конденсата от насыщенного раствора ДЭГа, поступающего из низкотемпературных сепараторов. В дальнейшем раствор ДЭГа поступает на регенерацию, а раствор частично дегазированный в РЛа, идет на стабилизацию. Газ выветривания из разделителей РЛа и Р-16 идет через эжектор, соединяется с основным потоком газа, поступающим в газопровод, или расходуется на собственные нужды в УКПГ и конденсата.

Конденсат разгазируется в Р-1 при давлении 8 МПа, которое замеряется и стабилизируется с помощью клапана 5 по линии

Рис. 10. Автоматизация установки подготовки газового конденсата.

I— конденсат из сепаратора С-1; // — конденсат, насыщенный раствором ДЭГа из сепаратора С-2; Ш — газ дегазации на HTC; IV — конденсат на установку стабилизации; V — насыщенный ДЭГ на регенерацию; VI — вода в емкости разгазирования

выхода из Р-1 газа выветривания на установку подготовки газа 6.

В разделителе Р-1 имеются два уровнемера 1, 3 для воды и для конденсата, с помощью которых замеряется и стабилизируется уровень. Уровень стабилизируется с помощью клапанов 2, 4, установленных на линии разгазирования воды (2) и на линии подачи конденсата газа (4) в Р-1а.

Давление в емкости Р-la замеряется и стабилизируется 11 с помощью клапана 12, установленного по линии выхода из Р-1а газа выветривания на НТС. В разделителе Р-la имеются два уровнемера для воды и для конденсата, с помощью которых уровни замеряются с передачей показаний в диспетчерскую 7, 9 и стабилизируются.

Уровень стабилизируется с помощью клапанов 8, 10, установленных на линии разгазирования воды (8) и на линии подачи конденсата (10) в Р-16.

Давление в емкости Р-16 замеряется с передачей показания в операторную и стабилизируется 17 с помощью клапана 18 по линии выхода из Р-16 газа выветривания. В разделителе Р-16 имеются два уровнемера для насыщенного^ДЭГа и для конденсата, с помощью которых уровни замеряются 13, 15 и стабилизируются. Уровень стабилизируется с помощью клапанов, установленных на линии выхода насыщенного ДЭГа на регенерацию 14 и на линии выхода конденсата 16.

УСТАНОВКА СТАБИЛИЗАЦИИ КОНДЕНСАТА

(СТАБИЛИЗАЦИЯ МЕТОДОМ СТУПЕНЧАТОЙ ДЕГАЗАЦИИ)

Нестабильный конденсат под давлением 7 МПа поступает в два блока сепараторов С-3 и C-Зя (рис. 11). В сепараторах происходит выветривание конденсата при давлении 2,8 МПа и средней температуре 20° С.

Газ выветривания направляется в компрессорный цех, конденсат из блоков сепараторов С-3 и C-Зя поступает в блок сепаратора С-4, где давление снижается до 0,7 МПа. Выделившаяся жидкость, разделяясь на два потока (1/3 и 2/3 общего количества), поступает в блоки теплообменников 7-1, 7-2 и 7-3. Температура сырого конденсата на выходе из блоков теплообменников 7-3 составляет 135° С. Весь поток сырого конденсата, подогретого в блоках теплообменника 7-3 до 135° С, проходит через печь П-1, где нагревается до 150° С. После печи конденсат в виде парожидкостной смеси поступает в блок сепаратора С-5, где происходит его разгазирование при 150° С и 0,22 МПа. Жидкость, выходящая из блока сепаратора С-5, является по своему составу стабильным конденсатом. Стабильный конденсат с температурой 150° С поступает в трубный пучок последовательно подключенных блоков теплообменников 7-1, где охлаждается до 64° С, и далее проходит через трубный пучок

Рис. И. Автоматизация установки стабилизации конденсата методом ступенчатой дегазации.

/ — газ; // — газ на УРД; /// — холодная вода; IV — нагротая вода; V — стабильный конденсат

одного блока теплообменника Т-2, охлаждаясь до 30° С, а затем сливается в емкость сбора стабильного конденсата.

Газ выветривания из блока сепаратора С-5 с температурой 150° С направляется в трубный пучок четырех последовательно, подключенных блоков теплообменника Т-3, где охлаждается до 79° С и конденсируется, а затем для доохлаждения до 60° С проходит через аппарат воздушного охлаждения (АВО).

При 60° С 89% газа конденсируется. Для отделения сконденсированной жидкости после АВО устанавливается блок сепаратора С-6. Сконденсированная жидкость из сепаратора С-6 по своему составу является стабильным конденсатом и проходит через теплообменник Т-5, где охлаждается водой до 45° С^ и далее сливается в блок емкости £-1. Газ, не сконденсировавшийся при 60° С, из С-6 направляется в три последовательно» подключенных блока теплообменника Т-4 для доохлаждения: водой. Охлажденный до 45° С газ поступает из Т-4 в блок сепаратора С-7, где при 0,16 МПа и 45° С конденсируется 25% газа.. Сконденсированная часть газа по своему составу является стабильным конденсатом и сливается из С-7 в емкость £-1.

Стабильный конденсат из емкости £-1 откачивается насосом Я-1 в резервуарный парк стабильного конденсата. В сепараторах С-3 и C-За, регулируются и измеряются с передачей показаний в операторную давление (5 — для С-3 и 19 — для C-За) и уровень конденсата (2 —для С-3 и 16— для С-За). Регулирование уровня осуществляется регуляторами уровня,.

действующими на клапаны, установленные на линии выхода кон денсата из сепараторов (3— для С-3 и 17— для С-Зн). Давле ние стабилизируется регуляторами давления, подающими пнев моимпульс на клапаны, установленные на линии выхода газе выветривания из сепараторов (6 — для С-3 и 20.— для С-За) Указанные аппараты дистанционно измеряют температуру (7) поступающего газа и выходящего газа выветривания и расход выходящего газа выветривания (4— для С-3 и 18— для С-За). В сепараторе С-4 регулируются и измеряются с передачей показаний в операторную уровень конденсата (8, 9) и давление на линии выхода газов выветривания (10, 11), а также измеряется расход выходящих газов выветривания (7) и их температура (I).

На выходе конденсата из П-1 измеряется давление (25), а температура (26) регулируется с помощью регулятора и клапана 27, установленного на линии подачи топливного газа в П-1. В схеме автоматизации сепаратора С-5 предусмотрены регулирование и контроль за уровнем конденсата (14) и давлением на линии выхода газов выветривания (12). Уровень регулируется с помощью регулятора и клапана, установленного на линии выхода конденсата из С-5 15, регулирование давления осуществляется с помощью регулятора и клапана на линии выхода газов выветривания из С-5 13.

Регулирование уровня конденсата (34) в емкости Е-1 осуществляется с помощью клапана 35, установленного на линии выхода конденсата из насоса 77-1, предназначенного для очистки конденсата из £-1.

В сепараторе С-6 осуществляются контроль и регулирование- уровня конденсата (21) и давления на линии выхода газов выветривания (23) и, кроме того, измеряется температура поступающего конденсата (1). Уровень регулируется с помощью регулятора и клапана, установленного на линии выхода конденсата из С-6 22; регулирование давления осуществляется с помощью регулятора и клапана на линии выхода газов выветривания из С-6 24. В сепараторе С-7 регулируется и измеряется уровень конденсата (32). Регулирование осуществляется с помощью регулятора и клапана 33, установленного на линии выхода конденсата из С-7.

На линии выхода из установки газа выветривания регулируется и измеряется по месту давление (30) с помощью клапана 31, установленного на этой же линии. Кроме того, на этой же линии установлена сигнализация давления (29) с передачей сигнала в операторную. Схемой автоматизации предусмотрено измерение расхода на линии выхода из установки стабильного конденсата (36) и давления (28) на входе в насос Н-1.

УСТАНОВКА СТАБИЛИЗАЦИИ КОНДЕНСАТА

(СТАБИЛИЗАЦИЯ В РЕКТИФИКАЦИОННОЙ КОЛОННЕ)

Стабилизация газового конденсата в ректификационной колонне на газодобывающем предприятии осуществляется централизованно на головных сооружениях перед его транспортировкой (рис. 12). '

Нестабильный конденсат с установки подготовки общим потоком при температуре кипения поступает на вход ректификационной колонны К-1. В колонне поступающая продукция разделяется на широкую фракцию углеводородов (легколетучий компонент) и стабильный конденсат при определенном давлении в колонне, которое замеряется датчиком давления 1 и стабилизируется с помощью клапана 2 на выходе легколетучего компонента.

В колонне имеются два потока: стекающая с верхней тарелки жидкость и поднимающийся из куба пар. Для создания потока жидкости на верхнюю тарелку подается орошение (флегма) с высокой концентрацией легколетучего компонента. Пары легколетучего компонента, проходя холодильник-конденсатор Х-1, охлаждаются потоком воды и конденсируются в емкости орошения £-1. Необходимое количество флегмы для орошения регулируется датчиком 3 и регулятором температуры с исполнительным механизмом 4.

Основной процесс в колонне — массообмен паровой и жидкой фаз на тарелках. Массообмен протекает на каждой тарелке вследствие разности рабочих равновесных концентраций легко- кипящего компонента в паре и в жидкости. Легкокипящий компонент переходит из жидкости в пар, а тяжелокипящий — из пара в жидкость. По мере движения к кубу колонны £-1 жидкость обедняется (исчерпывается), а пар при движении вверх обогащается (укрепляется) легкокипящим компонентом — в данном случае широкой фракцией углеводородов.

Рис. 12. Автоматизация установки стабилизации конденсата в ректификационной колонне..

/ — вода; 77 — широкая фракция углеводородов; /77 — стабильный конденсат; IV — пар; V— нестабильный конденсат

Широкая фракция углеводородов выводится в виде дистиллята из емкости орошения ЕЛ. Изменение отбора дистиллята осуществляется с помощью регулятора расхода 5 и регулирующего клапана 6.

Контроль за температурой нижней части колонны осуществляется датчиком температуры 7. Стабильный конденсат выводится из нижней части колонны в виде кубового продукта. Изменение расхода стабильного конденсата осуществляется датчиком расхода 8 с регулятором посредством регулирующего клапана 9.

УСТАНОВКА РЕГЕНЕРАЦИИ ДИЭТИЛЕНГЛИКОЛЯ (УРД)

Использование растворов ДЭГа в качестве абсорбента для осушки газа в качестве ингибитора гидратообразования приводит к необходимости их регенерировать для восполнения потерь.

В качестве ингибитора гидратообразования обычно применяется 80%-ный раствор ДЭГа.

Насыщенный раствор гликоля, отделенный от газа в сепараторах НТС и от конденсата в разделительных емкостях на установке стабилизации конденсата, направляется в дефлегматор выпарной колонны, где он нагревается отходящими парами влаги. Затем насыщенный раствор поступает в теплообменник, и нагревается регенерированным раствором, и после этого направляется в выпарную колонну на верхний слой насадки, и через слой этой насадки, состоящей из колец Рашига, стекает в подогреватель. Во избежание потерь ДЭГа от испарения в верхней части выпарной колонны расположен змеевиковый дефлегматор.

Сконденсировавшаяся влага стекает на верхний слой насадки.

Растворенные газы удаляются нагреванием вместе с водяным паром на свечу.

Для лучшей регенерации ДЭГа и сокращения расхода топлива возможен подвод подогревателя — отдувочного газа, который после регенерационной колонны совместно с парами воды и выделившимися углеводородными газами проходит через стабилизатор, где от него отделяется сконденсировавшаяся влага и направляется в качестве топливного газа на горелки подогревателя или на свечу. В дефлегматоре ДА (рис. 13) замеряются температура отходящих паров влаги 2 и температура поступающего насыщенного ДЭГа 2 из емкости Р-16. Кроме того, количество флегмы, а следовательно, температура верхней части регенерационной колонны поддерживается регулирующим клапаном 3. Давление на выкиде насоса замеряется прибором 6.

В испарителе замеряются уровень жидкой фазы 1 и ее температура 4, которая также регулируется с помощью клапана 5,

3 — Зак. 143733

Рис. 13. Автоматизация установки регенерации диэтиленгликоля.

/ — конденсат с насыщенным раствором ДЭГа; // — насыщенный 70%-ный раствор ДЭГа; /// — насыщенный ДЭГ с установки подготовки конденсата; IV — регенерированный 80%-ный раствор ДЭГа; V— топливный газ

установленного на линии подачи в испаритель топливного газа. Эти данные передаются в операторную.

УСТАНОВКА РЕГЕНЕРАЦИИ МЕТАНОЛА (УРМ)

Регенерация метанола осуществляется в ректификационной колонне /С-1 при давлении порядка 0,15 МПа, которое стабилизируется с помощью регулятора давления 1 и клапана 2 (рис. 14).

Насыщенный метанол, представляющий собой жидкую смесь метанола и воды, подается на тарелку питания колонны /С-1 при температуре кипения. В колонне происходит разделение поступающей бинарной смеси на регенерированный метанол с определенной концентрацией легколетучего компонента (метанола) и воду. Регенерированный метанол выводится из колонны в виде дистиллята, а вода — в виде кубового продукта.

Пары легколетучего компонента поступают из верхней части колонны, охлаждаются потоком воды в холодильнике Х-1 и конденсируются в емкости орошения £-1. Регенерированный метанол отводится из емкости £-1 с помощью регуляторов уровня 6, 1.

Количество флегмы, необходимой для орошения, регулиру-

Рис. 14. Автоматизация установки регенерации метанола.

/ — насыщенный метанол; //—флегма; /// — пар; /V —вода; V — метанол; И — вода

ется с помощью регулятора температуры в верхней части колонны, состоящего из датчика температуры 4, датчика расхода флегмы 3, блока суммирования и регулирующего клапана 5.

Кубовый продукт подогревается в выносном кипятильнике НА.

Регулирование температуры в нижней части колонны осуществляется с помощью регулятора температуры 8 и регулирующего клапана 10, установленного на линии подачи пара в кипятильник НА. С блока соотношения на клапан передаются сигналы регулятора температуры 8 и датчика расхода 9.

Вода в виде кубового продукта отводится из кипятильника НА, с, помощью регуляторов уровня 11, 12.

ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ СТРУКТУРЫ

УПРАВЛЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИМИ

ПРЕДПРИЯТИЯМИ

Газодобывающее предприятие (ГДП) как объект управления представляет собой большую систему ввиду сложности производственно-технологического комплекса, звеньев и отдельных элементов, включенных в общую систему управления.

Организация управления строится исходя из общих задач управления ГДП, особенностей технологических объектов, а также объемов технологических информационных потоков и организации процессов сбора, передачи и переработки информации. Объекты управления основного производства ГДП рассредоточены на большой территории и представляют собой сложный комплекс технологических процессов добычи, сбора и подготовки газа и конденсата к транспорту. Принципы построения системы управления основным производством определяются в основном степенью рассредоточения этих объектов, а также технологией процессов подготовки газа и конденсата к транспорту [41].

Под структурой управления понимается не только способ соединения каналов связи, но также и способ разделения функций управляющей системы между функциональными частями и размещением аппаратуры, перерабатывающей информацию, по узловым точкам системы. Характер распределения и обработки информации на ГДП определяется общим алгоритмом управления, который наиболее полно характеризует структурные отношения в системе.

Поскольку структура управления ГДП многоуровневая, необходимо более конкретно определить функции каждого уровня, доказать взаимосвязь этих уровней при достижении поставленной задачи управления.

Общий алгоритм управления ГДП в целом записывается как [33]

U = F^(1)

где

/7° = И|; U = VUtY t = l, 2, . . .,п;

х°-[х-); x = vXjY j-L^, • •

Применительно к системам управления множествами U и X определения функции F является множество значений входных и выходных параметров системы. Алгоритм задан так, что каждому значению ХеХ° однозначно соответствует значение U^U°. Однако сам процесс отыскания такого соответствия (процесс переработки входной информации X в управляющую информацию (7) можно организовать по-разному, если функция F представлена в виде некоторого множества операторов.

Так, если Х={хь ..., хп}— множество выходных параметров (источников информации), то функцию F можно представить в виде некоторого оператора от функций, определенных на подмножествах множества X:

р = фМ\ ф^’фМЧ,

где Фу — оператор первого уровня; ф(1) = ф^ (Хг), нА —■ частичный оператор первого уровня.

Оператор первого уровня Ф\ в свою очередь можно представить как■

Ф1= ФДф\2\ Ф^Ф^1,

где Ф2— оператор второго уровня; ф<р = фр (фу), «2 — частичный оператор второго уровня.

В общем случае будем иметь

ф«-1 = »„[/?“’],

где вш = И\ Ф^Ф^|

— множество частичных операторов /г-го уровня.

Разбиение можно продолжать до тех пор, пока не будет выполнено равенство'

фт=фт+11^“+1>],

где Фт+i — представляет собой операцию тождества, т. е. оператор Фт настолько прост, что его уже не удается разбить на составные операторы.

Положим, что в системе, описываемой алгоритмом (1), число управляющих воздействий Ui и число выходов Xi равны числу управляемых объектов N, т. е. каждый управляемый объект имеет управляющий вход и один информационный выход (состояние объекта характеризуется только одним параметром). Запишем для этого случая функцию (1) в виде

<Л = №^ z = 1, . . X,

где Ui — вход i-ro объекта управления; ^czX — множество выходов объектов системы, информация о которых используется для выработки управляющего воздействия Ui.

( Производствен на-1 ■ диспетчерская I 1 служба •

ГД пГД пIIТМТМLLГ Оперативно— । । производственная |I Служба _jI У к п Г !Г Оперативно— । । производственная |I Служба _jI У к п Г !и.и.пп| Оперативно— ~] производственная служба, .| Оперативно— ~] производственная служба, .Un I [Г" Отоативно— ~|производственную! служба.Un I [Г" Отоативно— ~|производственную! служба.СЦКУСЦКУТехнологи вескиепараметрыТехнологи вескиепараметрыУ К П ГУ К П ГоцкуоцкупараметрыпараметрыУКПГУКПГсцкусцкуТехнологическиеТехнологическиепараметыпараметы

ГД п

ГД п

I

I

ТМ

ТМ

L

L

Г Оперативно— । । производственная |

I Служба _j

I У к п Г !

Г Оперативно— । । производственная |

I Служба _j

I У к п Г !

и.

и.

п

п

| Оперативно— ~] производственная служба, .

| Оперативно— ~] производственная служба, .

Un I [

Г" Отоативно— ~|производственную

! служба.

Un I [

Г" Отоативно— ~|производственную

! служба.

СЦКУ

СЦКУ

Технологи вескиепараметры

Технологи вескиепараметры

У К П Г

У К П Г

оцку

оцку

параметры

параметры

УКПГ

УКПГ

сцку

сцку

Технологические

Технологические

параметы

параметы

Рис. 15. Структура управления ГДП при децентрализованной системе сбора и подготовки газа

I Производственно-

। диспетчерская

I служба

ГД ЛФе

и-и-кки'и'XX^Оперативно- произВоЗ- " । ст Венная служба,!ГС^Оперативно- произВоЗ- " । ст Венная служба,!ГСОпера гп и 8но-произВпЗД г.тбенная служба •Опера гп и 8но-произВпЗД г.тбенная служба •[” УКПГ "1I сцку I[” УКПГ "1I сцку IГСГСг сг сг мг мт мт мУИЛГУИЛГдогдогФкт ФктФкт Фктффк/к/ФмФмукпг сцку фп Фиукпг сцку фп Фи| сцку IU| сцку IUI сцку |I сцку |

и-

и-

к

к

и'

и'

X

X

^Оперативно- произВоЗ- " । ст Венная служба,

!ГС

^Оперативно- произВоЗ- " । ст Венная служба,

!ГС

Опера гп и 8но-произВпЗД г.тбенная служба •

Опера гп и 8но-произВпЗД г.тбенная служба •

[” УКПГ "1

I сцку I

[” УКПГ "1

I сцку I

ГС

ГС

г с

г с

г м

г м

т м

т м

УИЛГ

УИЛГ

дог

дог

Фкт Фкт

Фкт Фкт

ф

ф

к/

к/

Фм

Фм

укпг сцку фп Фи

укпг сцку фп Фи

| сцку I

U

| сцку I

U

I сцку |

I сцку |

Технологические параметрыТехнологические параметрыТехнологические параметрыТехнологические параметры

Технологические параметры

Технологические параметры

Технологические параметры

Технологические параметры

Рис. 16. Структура управления системе сбора и подготовки газаРис. 16. Структура управления системе сбора и подготовки газаГДП при централизованнойГДП при централизованной

Рис. 16. Структура управления системе сбора и подготовки газа

Рис. 16. Структура управления системе сбора и подготовки газа

ГДП при централизованной

ГДП при централизованной

На ГДП используются централизованные структуры управления.

На рис. 15, 16 представлены структуры управления ГДП в зависимости от системы сбора и подготовки газа.

При децентрализованной системе сбора и подготовки газа оператор управления отдельным объектом выбирается в виде

а = фА, лгак

где все функции fiVX^ реализуются производственно-диспетчерской службой, а операторы Фг реализуются автономными системами централизованного контроля и управления. Происходит разделение функций управления между центральным управляющим органом и местной системой управления. Тогда согласно рис. 15 можно записать

F- = \hМ; u'^fpxy

Обычно автономные операторы Ф[ представляют собой алгоритмы стабилизации технологических режимов добычи и подготовки газа, а алгоритм Ff = {/J решает задачу автоматизированного функционирования ГДП в целом. При этом функция ^=fi№) в автономном операторе Фг может играть роль корректируемой уставки стабилизируемого параметра.

Структура управления газодобывающим предприятием при централизованной системе сбора и подготовки газа представлена на рис. 16. В данной структуре реализация алгоритма ft распределена между несколькими соподчиненными органами с одновременным соблюдением централизации управления. В иерархической системе управляющий орган ^-го уровня получает управляющее воздействие U^ от органа (/г+1) -го уровня и вырабатывает управляющее воздействие Utk-^ на орган (к—1)-го уровня, получает информацию х^—1) о состоянии объектов (^—1)-го уровня и выдает информацию х^ в вышестоящий уровень.

Функционирование ^-го уровня автоматизированной системы управления описывается рекурентными соотношениями:

t/M = фк №-1), ^6)[; Х^ = фА №-1)],

где Фк и <рк — операторы ^-го уровня.

Приведенный анализ организационной структуры показывает, что управление объектами осуществляется на двух иерархических уровнях — уровне управления технологическими объектами добычи и подготовки газа и уровне управления всем ГДП в целом. На ГДП основными службами этих двух уровней являются оперативно-производственная служба (ОПС) и производственно-диспетчерская служба (ПДС), которые являются органами оперативного управления основными объектами производства, обеспечивающими выполнение плановых заданий по добыче и реализации газа с соблюдением заданных технологических режимов [41, 48].

Оперативные распоряжения ПДС обязательны для всех производственных подразделений ГДП, на котором располагается информационно-вычислительный центр (ИВЦ). Информационные потоки циркулируют по следующему пути: ОПС^ПДС^ ^ивц.

Первый (нижний) уровень управления объектами основного производства реализуется ОПС УКПГ, осуществляющими непосредственный контроль и управление технологическими процессами добычи, сбора и подготовки газа и конденсата к транспорту. На этом уровне управления основным производством реализуются следующие основные задачи.

Обеспечение выполнения плана добычи и подготовки газа и конденсата.

Контроль и поддерживание заданных технологических режимов добычи, сбора и подготовки газа и конденсата к транспорту с помощью локальных средств автоматизации, рассчитанных на полную компенсацию возмущающих воздействий.

Контроль за техническим состоянием всего технологического оборудования УКПГ.

Сбор, первичная обработка и передачи на верхний уровень управления технологической и технико-экономической информации о ходе технологических процессов и режимах работы объектов основного производства, а также статистической информации о работе технологического оборудования, средств автоматики, телемеханики и КИП.

Реализация управляющих воздействий на изменение режимов работы объектов основного производства, ликвидация и предупреждение аварийных ситуаций.

Нижний уровень управления основным производством руководствуется в своей деятельности указаниями по ведению технологических процессов и изменению режимов работы технологического оборудования, получаемыми от верхнего уровня управления.

На ОПС каждого УКПГ возлагаются следующие дополнительные функции.

Сбор информации о режимных параметрах технологических процессов, о состоянии оборудования при помощи системы централизованного контроля и управления и визуального осмотра."

Составление форм-сообщений и перадача их при помощи факсимильного аппарата (телетайп, телефон) в ПДС ГДП.

Прием из ПДС сводок о ведении технологических процессов, указаний и распоряжений.■

Второй (верхний) уровень управления основным производством ГДП реализуется ПДС, осуществляющей оперативное управление всем основным производством в целом.

На верхнем уровне управления основным производством решаются следующие задачи.

Обеспечение плановых заданий по добыче и реализации газа и конденсата.

Разработка планов и организация внедрения мероприятий по новой технике и технологии на объектах основного производства.

Расчет и обеспечение необходимых технологических режимов добычи и подготовки газа и конденсата.

Сбор и обработка данных о работе объектов основного производства, поступивших с нижнего уровня управления.

Расчет и анализ технико-экономических показателей работы основного производства.

Анализ и предупреждение аварийных ситуаций на объектах основного производства и организация ремонтных работ.

Выдача распоряжений по оптимальному управлению основным производством и формирование оптимальных режимных заданий на работу объектов основного производства для нижнего уровня управления.

На ПДС ГДП возлагаются следующие дополнительные функции.

Своевременный сбор информации со всех УКПГ, ГС и служб.

Комплектация и проверка получаемой информации.

Составление форм-сообщений и передача их в ИВЦ.

Прием из ИВЦ документов, в которых отражены решения задач.

Контроль за результатами решения задач.

Передача результатов решения задач, а также указаний службам по управлению процессами на УКПГ, ГС.

ПРИНЦИПЫ

АВТОМАТИЗИРОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИМИ ПРЕДПРИЯТИЯМИ

Качественные изменения, происходящие в газовой промышленности, возросшие объемы добываемого природного газа, высокие темпы научно-технического прогресса в отрасли в целом настоятельно требуют постоянного совершенствования методов управления ГДП, а также технологическими процессами добычи газа, которые характеризуются следующим.

Неполнотой информации о физических свойствах продуктивного пласта.

Сложностью описания процессов движения многофазных смесей в продуктивном пласте.

Ограниченностью видов управляющих воздействий на процесс, проходящий в пласте.

Саморегулируемостью системы пласт — скважины — газосборная сеть в период бесштуцерной эксплуатации.

Зависимостью режима технологических процессов подготовки газа от режима работы пласта и скважин.

Нестационарностью технологических процессов подготовки газа, вызываемой аварийными режимами, температурными условиями и т. д.

Инерционностью технологических процессов, обусловливаемой транспортным запаздыванием в звеньях управления.

Основная цель автоматизированного управления ГДП — улучшение технико-экономических показателей благодаря следующим мероприятиям.

Определению оптимальных режимов работы скважин с учетом ограничивающих условий и выполнения оптимальной стратегии разработки месторождения.

Составлению оптимального плана проведения операций по интенсификации притока газа к скважинам.

Получению товарного газа, удовлетворяющего требованиям ОСТ 51.40—74.

Повышению надежности эксплуатации объектов подготовки газа..

Уменьшению затрат на подготовку газа.

Повышению производительности труда.

Получению товарного газа, удовлетворяющего требованиям ОСТ 51. 40—74, достигается за счет:

поддержания технологических процессов подготовки газа на оптимальных режимах;

автоматизированного контроля за показателями качества подготовки газа;

эффективного использования газопромыслового оборудования.

Повышение надежности эксплуатации объектов подготовки газа достигается в результате:

представления ОПС УКПГ или ПДС производственного объединения объективной и своевременной информации о технологических процессах подготовки газа;

автоматизированного обнаружения и прогнозирования аварийных и предаварийных ситуаций;

проведения диагностического анализа аварийных ситуаций с использованием накопленной в ЭВМ информации, а также анализа состояния работоспособности средств КИП и А;

автоматизированного контроля за работой технологических объектов..

Уменьшение затрат на подготовку газа достигается:

оптимизацией технологических процессов подготовки газа;

предотвращением явлений гидратообразования;

снижением коррозии газопромыслового оборудования.

Производительность труда повышается в результате увеличения количества добываемого продукта при установленных мощностях установок и увеличения межремонтного времени работы оборудования.

Автоматизированное управление ГДП, позволяющее улучшить технико-экономические показатели добычи природного газа, представляет собой конкретное воплощение нового метода управления, в основе которого лежат современные достижения науки и практики управления сложными объектами. Отличительная особенность этого метода — принятие оптимальных решений на основе экономико-математического моделирования объектов ГДП [6, 46].■

Для того чтобы выработать оптимальное решение и провести соответствующие мероприятия, необходимо знать, к каким последствиям могут привести различные варианты решений, ины-

ми словами, знать реакцию управляемой системы на различные мероприятия, причем это знание должно иметь конкретный, количественный характер.

Проверку управляющих воздействий непосредственно на управляемом объекте для специфических условий добычи природного газа, как правило, осуществить невозможно. Для этого служат экономико-математические модели. От того, насколько модели отвечают реальной действительности зависит степень соответствия разработанных на моделях управляющих воздействий этой действительности и в конечном счете эффективность функционирования всей системы управления ГДП. Это диктует необходимость разработки достаточно сложных экономико-математических моделей, учитывающих все особенности и ограничения технико-экономического, технологического и геолого-промыслового характера, имеющиеся в технологии добычи природного газа.

Управление технологическими процессами ГДП осуществляется ПДС с помощью ЭВМ, установленной в ИВЦ.

Система управления технологическими процессами строится с учетом применения минимально необходимого количества средств вычислительной техники при максимальном ее использовании, рассчитанной на нормальное функционирование в условиях, когда в составе ГДП имеются системы управления с различным уровнем автоматизации как процесса управления, так и процессов сбора и обработки информации. Использование вычислительной техники в системе управления основным производством позволяет следующее.

Вести оперативный анализ, планирование и прогнозирование работы технологических объектов ГДП.

Осуществлять оперативное управление с использованием экономико-математических методов на основании разработанных алгоритмов.

Создать гибкую систему управления.

Автоматизировать сбор, хранение, обработку и оперативную выборку информационно-справочного материала, необходимого для решения задач контроля, регулирования и планирования технологических и технико-экономических показателей объектов основного производства.

Вести вычисление комплексных параметров технологических процессов с учетом корректировки показаний датчиков, установленных на объектах.

Автоматизировать формирование отчетных и плановых документов, используемых в системе.

Эффективность функционирования системы управления основным производством в значительной степени зависит от ее информационного обеспечения, от правильного построения процесса получения и обработки информации, что служит основной предпосылкой для оперативной работы системы. На основа-

нии обработки полученной информации осуществляются выработка управляющих воздействий, анализ и прогнозирование изменения параметров технологических процессов основного производства. В тех случаях, когда состояние технологического процесса характеризуется комплексом параметров, ведется комплексный контроль с использованием математических моделей процесса.

Информационная система собирает и передает данные о выходе технологических объектов из строя, об их восстановлении и профилактических ремонтах. Объемы и частота получения этой информации определяются требованиями решаемых задач. В системе управления технологическими процессами циркулируют большие объемы информации об объектах добычи, сбора и подготовки газа и конденсата к транспорту. При этом в условиях функционирования системы на разных этапах ее внедрения объемы информации, необходимой для управления основным производством, непрерывно увеличиваются. В качестве основного принципа организации информационного обеспечения системы управления ГДП используется принцип централизованного сбора информации с технологических объектов основного производства с применением машинных методов ее обработки непосредственно в ИВЦ.

Технологические объекты добычи и подготовки газа — источники первичной информации, сбор которой осуществляется ОПС каждой УКПГ. Передача первичной информации в ПДС осуществляется системой телемеханики, системой передачи статистической информации и средствами связи. Первичная информация, поступающая в ПДС, фиксируется или частично отображается. Исходная информация, пройдя специальное согласующее устройство, поступает в ИВЦ, где соответствующим образом обрабатывается (запоминается, используется в расчетах, поступает в накопители и т. д.).

Информация, поступившая в ИВЦ, используется для выдачи ПДС решений и соответствующих рекомендаций по управлению технологическими процессами, а также для составления и автоматической выдачи необходимых документов. ПДС по каналам телемеханики передает управляющее воздействие в ОПС для контроля и автоматизированного управления технологическими объектами (изменение уставок регуляторов, переключение технологических линий, включение — выключение скважин, ввод резерва и т. п.). Кроме средств телемеханики диспетчер использует каналы связи для руководства технологическими службами и бригадами, находящимися на УКПГ или ГС.

Система управления ГДП предусматривает такую организацию информационных потоков, при которой сбор информации о состоянии технологических объектов, ее обработка и получение информации для принятия решений по управлению сосредоточиваются в едином месте — в ПДС. Наличие у диспетчера

полной информации о работе основного производства позволяет ему принимать эффективные и обоснованные решения по управлению и осуществлять автоматизированную выдачу на объекты управляющих воздействий.

Таким образом, управление с применением ЭВМ можно рассматривать как совокупность методических и технико-экономических решений для осуществления воздействий на управляемый объект с целью поддержания или улучшения его функционирования.

Процесс управления ГДП должен предопределять существование поставленной цели, наличие ресурсов для обеспечения работы управляемых объектов, а также наличие органов управления, обладающих правом распоряжаться имеющимися ресурсами и в определенной мере изменять течение контролируемых процессов. Качество управления часто обусловливается оптимальным использованием вовлекаемых ресурсов для поддержания протекающих в системе процессов.

Система управления ГДП может быть различной, но во всех случаях в ней можно выделить управляющую (ПДС и ОПС) и управляемую (газоносный пласт, скважина, УКПГ) части.

В иерархической системе управления ГДП, которая обычно насчитывает два уровня, управление технологическими процессами добычи природного газа находится на нижнем уровне и обеспечивает получение заданного количества и качества природного газа и конденсата, а также выполнение других показателей производства. Естественно, что эти системы управления играют основную роль на ГДП и заданную продукцию можно получить только при наличии совершенных систем управления именно газоносным пластом, скважинами, УКПГ. Очевидно, что как бы ни были совершенны системы управления более высоких уровней в иерархической системе управления добычей природного газа, они должны иметь возможность воздействовать на систему управления технологическими процессами, а последняя должна иметь возможность выполнять это управление. Это может обеспечить только совершенная и полная система управления технологическими процессами.

В противном случае, как бы ни были совершенны системы управления ГДП, их действия не будут эффективны, не будут выполнены, если системы управления технологическими процессами будут несовершенны в том смысле, что не смогут реализовать управляющие воздействия систем более высокого иерархического уровня.

Создание системы управления добычей природного газа представляет собой комплексную задачу и требует системного подхода, при котором управление рассматривается как комплекс мероприятий, обеспечивающий высокую народнохозяйственную эффективность предприятий этого типа, начиная с момента их создания. Под управлением с системной точки зрения

понимают полный комплекс мероприятий, включающий проект разработки месторождения, составление перспективных и текущих планов, а также контроль за их выполнением и поддержание установленного режима. Указанный комплекс мероприятий определяет режим эксплуатации объектов добычи газа, осуществляемый ГДП.

Необходимость системного подхода диктуется еще и тем, что осуществляемые в настоящее время технологические процессы добычи природного газа представляют собой сложные газопромысловые объекты управления с большим числом выходных и входных переменных. Сложные нелинейные взаимосвязи между переменными, распределенность их в пространстве, их неста- ционарность, недостаточная априорная информация о закономерности газопромысловой технологии и другие причины значительно затрудняют создание адекватных экономико-математических моделей объектов ГДП, поэтому приходится непрерывно уточнять модели во время функционирования газопромысловых объектов. Обеспечение высокой производительности отдельных газопромысловых объектов и установок обычно достигается их узкой приспособленностью к выполнению определенных технологических задач, что приводит к расчленению процесса добычи природного газа на несколько взаимосвязанных процессов, каждый из которых выполняется на отдельном объекте.

Развитие вычислительных методов позволяет рассматривать управление от проекта разработки месторождения до оперативного управления на основе единой методологии и единой информационной базы.

Функционирование системы управления ГДП обусловливается определенным состоянием многомерных переменных и их количественными значениями. Эти допустимые состояния — неотъемлемое внутреннее свойство системы. Они определяются соответствующими ограничениями при постановке задач управления.

Управление объектами добычи газа заключается в том, чтобы из множества состояний, которые может принимать система, выбрать оптимальное для поставленной цели. При этом устанавливаются формы взаимосвязи с системой управления объектом верхнего уровня, в состав которой создаваемая система входит как обязательный элемент.

Управление объектами добычи газа должно осуществляться по замкнутой схеме с наличием канала обратной связи, с помощью которой управляющий орган системы получает информацию о состоянии регулируемых процессов и внешней среды для последующего формирования управляющих воздействий. Обратная связь — один из важнейших факторов управления, используемый в качестве средства для повышения степени организованности системы. Обратная связь обеспечивает нужное соотношение между входными и выходными сигналами и реали-

зует неразрывное единство заданной степени организованности управляемой системы и протекающих в ней информационные потоков, которые учитываются в экономико-математической мо дели ГДП, представляющей собой выражения в математиче- ской форме количественных зависимостей реального технологического процесса с учетом специфических качественных характеристик газоносного пласта, скважин, УКПГ.

Экономико-математическое моделирование — эффективный исследовательский метод, позволяющий выделить группу наиболее важных явлений производственного процесса, абстрагироваться от несущественных явлений, изменить пространственно- временные и другие масштабы реального процесса, а также условия его протекания в удобном для исследования направлении. Моделирование позволяет многократно и устойчиво воспроизводить изучаемые явления, в то время как экспериментирование в условиях реального производства, как правило, затруднительно [20].

При экономико-математическом моделировании существенно определение цели, т. е. установление целевой функции, отражающей принятый критерий эффективного решения задач. Критерий эффективности — это измеритель эффективности управления, выражающий меру соответствия результатов управления поставленной цели, позволяющей оценивать ход и результаты управления. Он должен:

иметь возможность количественного выражения;

быть чувствительным к изменению параметров, характеризующих управление;

быть достаточно простым.

При выборе критерия оптимальности в добыче природного газа следует учитывать совокупность ограничений, накладываемых на тот или иной технологический процесс, а также промежуток времени, на протяжении которого учитывается изменение соответствующих параметров.

Таким образом, создание экономико-математической модели, реально описывающей технологический процесс добычи про- родного газа, преследует определенную цель — достижение оптимальных режимов эксплуатации газопромысловых объектов.

ФОРМИРОВАНИЕ

ЭКОНОМИКО-МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ

В ДОБЫЧЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА

ИЕРАРХИЯ ЭКОНОМИКО-МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ

В ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Газовая промышленность — сложный объект управления в структуре народного хозяйства страны, представляющий собой

сложную иерархическую совокупность промышленных и производственных объединений, технологических процессов, газопромыслового оборудования и геолого-технических мероприятий, обеспечивающих в целом добычу природного газа. Поэтому построить экономико-математическую модель, достаточно адекватную управляемому объекту, учитывающую многочисленные малосущественные факторы и связи, — задача очень трудная, граничащая с нашими возможностями и характеризующаяся большой размерностью, с выбранным отраслевым критерием оптимальности и рядом технико-экономических, технологических и геолого-промысловых ограничений, решение которой имеющимися вычислительными средствами невозможно. В этом случае в управлении добычей природного газа целесообразно использовать принципы синтеза в единую систему совокупности локальных экономико-математических моделей. Каждая из моделей описывает тот или иной технико-экономический процесс добычи природного газа на определенном уровне иерархии, •а глобальная экономико-математическая модель отражает экономику добычи природного газа в отрасли.

В результате декомпозиции образуется пирамидальная иерархическая структура, в вершине которой располагается центральный орган управления газовой отраслью — министерство и ряд промежуточных уровней, включающих более мелкие подразделения — промышленные и производственные объединения по добыче природного газа.

Экономико-математические модели и задачи, сформулированные для отдельных объединений, уже характеризуются меньшей размерностью, хотя и включают большое число показателей.

Для каждого подразделения на нижних уровнях иерархии уменьшение размерности достигается за счет того, что каждый уровень подразделяется на несколько более мелких объектов того же уровня. Уменьшение размерности задач на верхних уровнях иерархии происходит от того, что в укрупненных агрегированных моделях на этих уровнях в силу действия закона больших чисел воздействие многих второстепенных случайных факторов взаимно уравновешивается и решающую роль начинает играть относительно небольшое число главных существенных переменных, для которых и строится модель относительно небольшой размерности.

Как показывает практика, управление сложными системами бывает эффективно только в случае иерархической структуры управления, при которой каждый уровень структуры управляет только следующим за ним по подчинению.

В настоящее время в газовой промышленности принята трехступенчатая структура управления: министерство — промышленные объединения — ГДП. Только такая структура управления отраслью, основанная на иерархическом принципе

принятия решений, позволяет ставить вопрос о создании на все^ уровнях автоматизированных систем управления: АСУ-газ —■ ш уровне министерства, АСУ ПО — на уровне промышленных объ единений, АСУ ГДП — на уровне ГДП.

Саму иерархическую структуру можно реализовать толькс в том случае, если на каждом уровне иерархии для каждогс элемента действует достаточно мощная, относительно автономная система управления, внутри которой локализуется основная часть потоков информации, а само управление осуществляется комплексом технических средств автоматизированного управления.

Расчленение общей задачи управления отраслью на несколько более мелких по размерности задач возможно только в том случае, если все они связаны между собой надлежащим образом, образуют иерархию экономико-математических моделей и «дерево целей» и направляют деятельность всех элементов системы на достижение целей, поставленных перед отраслью в целом.

Связь между системами управления различных иерархических уровней осуществляется по каналам прямой и обратной связи. Таким образом, экономико-математическое моделирование добычи природного газа представляет собой многоуровневую систему моделей, характеризуемую прежде всего неоднородностью информации, которой обмениваются экономико-математические модели различных уровней. Верхний уровень газовой подотрасли имеет приоритет действий (право вмешиваться в функционирование экономико-математических моделей нижних уровней), и действия его подсистемы зависят от фактического исполнения подсистемы нижнего уровня. В терминах экономико-математического моделирования этот обмен информацией эквивалентен корректировке параметров моделей всех уровней [6]. Применение метода декомпозиции экономико-математической модели газовой промышленности на нескольких локальных .моделях показало его перспективность для решения практических задач управления на всех уровнях иерархии.

Модель верхнего уровня отражает глобальную цель развития всей газовой отрасли, состоящую в удовлетворении народнохозяйственной потребности в природном газе при минимальных издержках, включающих капитальные вложения и текущие расходы. В качестве объектов управления на данном уровне выступают промышленные объединения по добыче природного газа, для которых в рамках существующей и перспективной газотранспортной сети, а также потребных мощностей газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) и станций подземного хранения газа (СПХГ) формируются варианты плановых заданий по добыче газа и газового конденсата. Из решения задачи на верхнем уровне определяются объемы и направления транспортных потоков газа от районов добычи к пунктам потребления с уче-

49494 Зак. 1437

49

49

том различной эффективности транспортных средств и развития и размещения ГПЗ и СПХГ газовой отрасли.

Средний уровень формализован в виде группы экономикоматематических моделей промышленных объединений по добыче газа, состоящей из трех взаимосвязанных блоков: производственного, геологического и транспортного.

Производственный блок включает варианты разработки эксплуатируемых, открытых, вовлекаемых в разработку и неоткрытых газовых и газоконденсатных месторождений. Варианты различаются по плотности сеток скважин, периодам и темпам разбуривания, очередности ввода месторождений в разработку и т. д.

Геологический блок описывает подготовку запасов месторождений и планирует ввод их в разработку. На основе прогнозных запасов, предполагаемых в газодобывающих районах и принятых запасов новых месторождений определяется общее число этих газовых месторождений, которое служит ограничением на запасы в моделях промышленных объединений.

Транспортный блок для крупных районов, в рамках которых предполагаются месторождения, перспективные на газ и отдаленные от промышленно освоенных зон, учитывает необходимость организации внутрирайонного магистрального транспорта газа.

В качестве критерия оптимальности для экономико-математических моделей среднего уровня принимаются максимизация прибыли, получаемой от добычи природного газа, минимизация интегральных производственно-транспортных затрат и т. д.

Из решений, полученных по моделям среднего уровня, определяются оптимальные варианты разработки месторождений промышленных объединений, включая плотность сетки скважин на объектах, очередность ввода и динамику разбуривания месторождений, а также темпы и масштабы подготавливаемых запасов. Наряду с этим определяются моменты ввода в эксплуатацию и диаметры внутрирайонных газопроводов, а также наращивание мощностей газоперекачивающих станций, которые- обеспечивают увеличение пропускной способности магистрального газопровода.

Нижний уровень в иерархической отраслевой структуре экономико-математических моделей составляют экономико-математические модели ГДП, назначение которых — формирование способов функционирования основных объектов ГДП, обеспечивающих оптимальные режимы эксплуатации при выбранных критериях оптимальности.

При планировании отраслевого плана по добыче природного- газа на вход системы управления промышленные объединения подаются задания и критерии управления, выработанные на основании оптимального распределения добычи газа между объединениями. Помимо директивных указаний верхнего уровня 50

в систему управления промышленного объединения по каналам обратной связи поступает информация о различных нормативах и ограничениях, определяемых технико-экономическими, технологическими и геолого-промысловыми возможностями нижнего уровня.

Используя совокупность экономико-математических моделей всех ГДП, объединение решает задачу оптимального распределения плановой добычи газа, полученного из министерства, между ГДП.

Естественно, в проекте плана по добыче природного газа, представленного ГДП, находят отражение возможности газоносного пласта, скважин, УКПГ. Правильный учет возможностей нижних уровней позволяет привести функционированием нижних уровней в соответствие с целями верхних уровней.

Функционирование перечисленных частей объединено единством задач и целей, стоящих перед отраслью. Поэтому управление газовой промышленностью должно на некоторых этапах управления рассматривать эти части как единое целое. Только- тогда можно оценить влияние мероприятий, осуществляемых в различных частях систем, на систему управления отраслью в целом.

ЭКОНОМИКО-МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ

ГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ

Основа построения экономико-математической модели* ГДП — выбор критерия оптимизации, являющийся одним из наиболее важных этапов экономико-математического моделирования, который характеризует всю деятельность ГДП за определенный отрезок времени. Известно, что для количественной оценки эксплуатации ГДП можно использовать различные технико-экономические показатели: объемы добычи природного газа и конденсата, себестоимость добываемой из газоносного пласта продукции, удельные капитальные вложения, прибыль, получаемую ГДП от эксплуатации технологических объектов, качество добываемого природного газа и т. д.

Для технологических объектов ГДП эти показатели находятся в сложной взаимосвязи, что практически исключает возможность одновременного достижения оптимальных значений по каждому из них. В связи с этим решение задачи по оптимизации эксплуатации ГДП сводится к поиску такого сочетания: условий его промышленного осуществления, которое обеспечивает максимальное или минимальное значение выбранного критерия при одновременном соблюдении ряда геолого-промысловых, технологических и технико-экономических ограничений.

В качестве критерия оптимизации ГДП можно принять- удельные приведенные затраты. Этот показатель позволяет определять сравнительную экономическую эффективность капи-

тальных вложений, затраченных на эксплуатацию ГДП. Как известно, приведенные затраты представляют собой сумму текущих затрат (себестоимости) и капитальных вложений, приведенных к одинаковой размерности в соответствие с нормативным коэффициентом эффективности. ■

3t-VEKt3t-VEKt5уд; —5уд; —(2)(2)Удельные приведенные затраты ГДП, очевидно, представляют собой сумму удельных приведенных затрат на добычу природного газа и его подготовку к дальнему транспорту, т. е.

3t-VEKt

3t-VEKt

5уд; —

5уд; —

(2)

(2)

Фуг (О Qr (О + Фук (0 Qk )0

фуг (О = Фг (0/фу; фук (О = Фк (О/фу,

где Qr, Qk — общие добычи газа и конденсата соответственно; Эь Kt — приведенные эксплуатационные затраты и капиталовложения соответственно; Е — нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений; t — текущее время; фг, фк, фу — теплота сгорания соответственно газа, конденсата и условного топлива.

Выражения фуг(0 и фук(0 учитывают динамику изменения свойств добываемого газа и конденсата по мере разработки месторождения.

Учет фактора времени, когда капитальные вложения осуществляются в течение ряда лет и когда текущие издержки и результаты производства существенно меняются по годам разработки, осуществляется путем приведения к одному моменту времени единовременных и текущих затрат. Такое приведение выполняется с помощью коэффициента приведения. Затраты и результаты, получаемые до начала расчетного года, умножаются на коэффициент приведения (а<), а после начала расчетного года делятся на этот коэффициент. Коэффициент приведения определяется из выражения

(3)(3)а/ = (1+£Г\ 1/(1 + Ef-*

(3)

(3)

где t — время ввода газового месторождения в эксплуатацию.

В выражении (2) суммарная добыча газа и конденсата в единицу времени равна

пп

(4)(4)Qr № = S q« to Qk (0 = £ ^ (о ?ir w,

(4)

(4)

1=11=1

где п— число скважин; qiT— дебит газа Z-й скважины; ск— кон- денсатосодержание.

Тогда с учетом выражений (3) и (4) для критерия оптимальности ГДП будем иметь [3, 46]

зп, = J^VEKjVlA^ZL-^— ,(5)

* Фуг (О 2 4ir (О + Фук (О У ^к (О Air (О1=1i=l

где Т — срок оптимизации.

В выражении (5) при помощи коэффициентов фг, фк, фуг и фук, полученных из экспериментальных зависимостей, можно учесть динамику изменения качества добываемого природного газа и тем самым стимулировать добычу с пониженными уровнями потерь высококалорийных углеводородов.

Подробное описание отдельных слагаемых выражения (5) 3t и Kt приведены в [3].

Для формулирования задачи оптимизации выражение (5) необходимо дополнить уравнением фильтрации газоконденсатной смеси [50]:

2

~^~ = Ри (Р, Рк) ^? ~ ~ ~ Гф^ (Р, Рк) + dtдх. Н \г, Рк/ дх, J т

1=1

2

+ ^(р, р^^^рк)-^-];

1=1 ,(6)

= Р21 (Р, Рк) У -у- f фР (Р, Рк) ^"1 +

dtJ** dxt Lдх; J

t=i

2

+р..1,.рл£^[л.р.|Щ.

s = 1, 2; /= 1, 2;s = 1, 2; /= 1, 2;где

s = 1, 2; /= 1, 2;

s = 1, 2; /= 1, 2;

rsi Psi ( aa1 a ’ n

\ dpdpK dp dpK

Ф1 (P, Pk) = m ( (1 ■ [I — ск (p) у (p)] + ^d£Ll ;

I z (p)aK (p) J

ф2(Р, Рк) = ^[-~т+ (-^^^_|;

L aK (p)z (p) J

ф!1’ = Ф20 (P, Pk) = VT^T 11 -C-(P) V (P)l + ^y^S ;

Иг (P) Z (p)PK (p) aK (p)

ф12> = ф<2> (p pj = -MP"!. + М9МЙ5К ;

H„(p).zK(p) l»r(p)z(p)

при начальных и граничных условиях

p(Xi, х2, /0) = р0 (xlf х2); рк (Xi, х2, /0) = 0;

^*' ^--РаМ /=1, 2, , . ,,п;

P Ой, х2, О

и уравнением фильтрации воды в естественной водонапорной системе

д I к* (xn х2) к* (хъ х2) др* "I j д Г к* (xlt х2) h* (хг, х2) др "1 _ дхг L Р*(*х» х^ дхг J дха [^(х^ х2)dx2 J

= р* (хъ x2) h* (хъ х2) -^-;(7)

при начальном и граничных условиях

Р* to, xt, t^ = р; to, xj; Р1^л2^ _ р- (fy

,Р* (хг, Х2, /) _ * _ = р2 (О,

Р* (X!, х2, о _ p(xlt х2, /) .

ГГ

дрдр

Ux- ^2. О-Т~(*х* х2’ О •

= 0; = 0.

<$iS2

Здесь р— пластовое давление в газоконденсатной области; рк — насыщенность пор жидким конденсатом; сК — содержание конденсата в газовой фазе; у — отношение плотностей конденсата в жидкой и газовой фазе в нормальных условиях; кт и кК— -фазовые проницаемости для газа и конденсата; цг, цк, ц* —вязкость газа, конденсата и воды соответственно; SK — растворимость газа в конденсате; аК — объемный коэффициент конденсата; р — коэффициент температурной поправки; х— коэффициент сжимаемости газа; т— пористость среды; ро, р3 и р* — давления начальное пластовое, на забое скважины и в водяной области соответственно; к* — мощность; к* — проводимость водяной области; р* — коэффициент упругоемкости пласта; ро — начальное давление в водяной области; yj, Т, Db D^ Sb 5г — контуры границ скважин, газоводяного контакта, областей питания, разгрузки, тектонических нарушений и границ выклинивания пласта соответственно (хь х2) — пространственные координаты.

Выражения (6) и (7) должны дополняться следующими уравнениями:

^ПЛ — ^ПлС^!» Х2»

Da=D9Vp(t\ Qr(t), QM];

(8)(8)^СКВ = ^СКВ (0 ’

(8)

(8)

Рскв = Рскв (0 ’ W = W(ty, Y3.o-V3.oVp<t\ T(ty QAty QAtK

где Гпл — температура пласта; D9— потери ДЭГа; рскв, Тскв— давление и температура в скважине соответственно; W — вла- госодержание; р(/), Т^ —давление и температура технологических процессов обустройства; У310 — координата положения запорного органа.

Необходимо также при решении этих уравнений учитывать следующие ограничения.

Фактическая добыча природного газа и конденсата должна соответствовать плановым показателям.

Число эксплуатационных скважин не должно превышать заданных пределов.

Необходимо выполнение требований ОСТ 51.40—74 на качество подготовки природного газа и конденсата.

Численность обслуживающего персонала не должна быть больше запланированной.

Капиталовложения и эксплуатационные затраты не должны ■быть больше заданных.

Себестоимость природного газа и газового конденсата не должна быть выше допустимой.

Анализ выражений (2) — (8) показывает, что для повышения эффективности эксплуатации технологических объектов ГДП необходимо:

уменьшить удельные приведенные затраты на добычу природного газа и конденсата, а также на их промысловую подготовку на УКПГ;

увеличить объемы добычи природного газа и конденсата;

улучшить качество подготовки природного газа и конденсата соответственно требованиям ОСТ 51.40—74.

Таким образом, задача оптимального управления ГДП сводится к минимизации приведенных затрат (5) путем изменения управляющих воздействий (число и дебиты скважин, положения регулирующих клапанов, задвижек, штуцеров и кранов, диаметры фонтанных труб и шлейфов, площади межтрубного пространства теплообменников и т. д.) с учетом выполнения технико-экономических, технологических и геолого-промысловых ■ограничений (6), (7) и (8).

Сформулированная задача охватывает уровень ГДП, характеризует технико-экономическую, технологическую и геологопромысловую деятельность объекта и относится к классу задач большой размерности. В этом случае в оптимальном управлении ГДП целесообразно использовать принцип синтеза в единую систему локальных экономико-математических моделей, каждая из которых описывает определенный технологический процесс ГДП на нижнем уровне иерархии.

Расчленение общей задачи управления ГДП на несколько более мелких по размерности задач возможно только в том случае, если все они связаны между собой надлежащим образом, образуют иерархию экономико-математических моделей и

«дерево целей» , и направляют деятельность всех элементов системы на достижение целей, поставленных перед ГДП в целом.

Связь между системами управления различных иерархических уровней осуществляется по каналам прямой и обратной связи. Таким образом, экономико-математическая модель ГДП представляет собой многоуровневую систему моделей, характеризуемую прежде всего неоднородностью информации, которой обмениваются экономико-математические модели различных, уровней. Верхний уровень — управление ГДП — имеет приоритет действий (право вмешиваться в функционирование экономико-математических моделей нижнего уровня), зависящих от фактического исполнения локальных задач управления технологическими объектами.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ УПРАВЛЕНИЯ

ГАЗОДОБЫВАЮЩИМИ ПРЕДПРИЯТИЯМИ

Газодобывающие предприятия имеют фиксированную иерархическую структуру, определяющую условия подчинения основных структурных технологических объектов, являющихся элементами управляющей системы и объединенных по принципу обратной связи, которая учитывается на стадии проектирования объектов управления. Управление по принципу обратной связи обеспечивает достижение заданных выходных параметров объектов управления и способствует тем самым формированию- задач управления ГДП, в значительной степени повышающих эффективность эксплуатации технологических объектов. Этому в полной мере содействует применение математических методов исследований, способствующих целенаправленному решению задач управления ГДП. Поэтому при организации управления ГДП необходимо найти математические закономерности, достаточно полно характеризующие состояние управляемых технологических объектов, потоки информации, процессы ее передачи и: преобразования, выдачу управляющих воздействий и т. д.

Большую роль в управлении ГДП приобретают методы машинного моделирования процессов функционирования управляющей системы, опирающиеся на алгоритмическое представление таких процессов. Наиболее перспективно применение ЭВМ.,, универсальное вычисление которой позволяет моделировать свойства основных технологических объектов. ЭВМ — неотъемлемый элемент структуры управления ГДП, обладающий эволюционной завершенностью и универсальностью, способствующий развитию системы управления в целом и содержащий потенциальную возможность функционального преобразования управляющей системы. Одна из основных функций, успешно реализуемых ЭВМ, — значительное быстродействие принятия решений по управлению технологическими объектами, что обу-

словило создание оперативного управления как нового класса управляющих систем.

Оперативное управление технологическими процессами представляет собой совокупность экономико-математических методов, средств информационно-вычислительной техники, автоматики и телемеханики, позволяющих повысить производительность ГДП, улучшить качество подготовки природного газа и конденсата, снизить затраты и технологические потери в добыче газа, эффективно использовать материальные и энергетические ресурсы.

Повышение эффективности управления процессами добычи и подготовки газа и конденсата к транспорту достигается при функционировании оперативного управления основным производством ГДП за счет проведения следующих мероприятий.

Ускорения процессов обработки информации и выработки решений по управлению объектами основного производства благодаря внедрению методов и средств автоматической обработки информации, позволяющих своевременно получать и обрабатывать информацию о ходе технологических процессов, выполнении оперативного плана выпуска товарной продукции, состояния технологического оборудования и т. д.

Автоматического управления процессами добычи и подготовки газа и конденсата, осуществляемого путем внедрения методов и средств автоматизации технологических объектов основного производства, что позволяет обеспечить заданную добычу газа и конденсата и заданное качество их подготовки, а также сократить потери газа и конденсата благодаря более согласованной работе скважин и УКПГ.

Рационального использования основных и вспомогательных мощностей, ресурсов и оборудования, позволяющего снизить- материальные, энергетические и трудовые затраты в сфере производства и управления и повысить технико-экономические показатели основного производства.

Разработки и внедрения методов обнаружения и прогнозирования аварийных ситуаций на объектах основного производства, позволяющих уменьшить число аварий, повысить надежность и бесперебойность газоснабжения потребителей, осуществить выбор необходимого количества работающего и резервного оборудования, обеспечить наилучшее использование оборудования, повысить надежность его работы и проводить расчет оперативных планов профилактических и ремонтных работ на объектах основного производства.

Сложные технологические объекты добычи и подготовки газа ГДП отмечаются многоступенчатой иерархией уровней оперативного управления и характерными для этих уровней свойствами самоорганизации. Указанное обстоятельство, а также виды и методы организации обратной связи определяют специфику задач оперативного управления на разных уровнях, про-

■являющуюся в выборе соответствующих параметров управления и определенной детализации применяемых математических моделей. На основании этого процесс оперативного управления ГДП можно расчленить на несколько классов, важнейшими из которых являются следующие [41].

Оперативный контроль и анализ объектов добычи и подготовки газа, являющихся элементами управления, включающими сбор, обработку и обобщение (интегрирование) первичной информации, а также комплекс исследований, логических действий и математических расчетов для получения сведений о текущем состоянии газоносного пласта, скважин, установок подготовки газа и конденсата с целью оценки сопоставления фактических и проектных показателей, объясняющих причины появившихся рассогласований в указанных объектах.

Оперативное регулирование технологических процессов добычи и подготовки газа определяет выбор (по результатам контроля и анализа) варианта режимов эксплуатации газопромысловых объектов, наиболее отвечающего плановому заданию при наилучших экономических показателях на количество и качество добываемого природного газа и конденсата.

Оперативное планирование основных техникоэкономических и плановых показателей позволяет формировать оперативный план производственной программы ГДП на основе полученных технико-экономических и технологических результатов, за счет реализации оперативного контроля, анализа и регулирования производственных процессов ГДП.

При решении задач оперативного управления ГДП с помощью ЭВМ необходимо выполнение следующих основных этапов.

Формирование информационной системы оперативного управления.

Алгоритмизация задач оперативного управления.

Составление программного обеспечения.

Внедрение автоматизированного оперативного управления.

При формировании информационной системы намечаются возможные варианты изменений, допускающие привлечение внедряемой вычислительной техники, рассматриваются вопросы использования в системе управления новых математических методов и т. д. Успех дальнейшей работы в значительной мере зависит от полноты собранных материалов, отражающих существенную информационную систему, правильной оценки важности ее отдельных элементов, точности выявления области и границ необходимых изменений. На этапе формирования новой информационной системы определяются исходная и промежуточная информация, ее потоки и взаимосвязь, последовательность и техника получения, передачи и обработки данных, периодичность сбора и выдачи информации. Полученная на ГДП технологическая информация описывается в виде систем управ-

лений, которые вместе с исходной и выходной информацией со -ставляют математические модели решаемых задач, являющиес; основой построения алгоритмов управления.

Важнейшее требование, предъявляемое к алгоритмам, — их определенность, однозначность толкования, исключающая возможность получения различных ответов при одних и тех же исходных данных. Структура алгоритма может быть достаточно сложной, но в конечном итоге она разбивается на отдельные операции, связанные друг с другом и образующие в совокупности более укрупненные части и этапы.

После составления алгоритма расчета наступает один из наиболее трудоемких этапов — программирование, под которым понимается процесс доведения алгоритма до состояния программы, готовой к решению на ЭВМ. В процессе программиро- вания алгоритм записывается в командах данной ЭВМ или на .алгоритмическом языке и составляемая программа отлаживается.

Последний этап внедрения ЭВМ — автоматизированное управление объектами добычи и подготовки газа, позволяющее реализовать алгоритмы оперативного контроля, анализа, регулирования и планирования, на основе которых осуществляется эксплуатация ГДП.

Функционирование алгоритмов оперативного управления -объектами добычи и подготовки газа приводит к централизации управления ГДП, способствует стабилизации технологических процессов, уменьшает простои газопромыслового оборудования из-за своевременного обнаружения нарушений и неисправностей, позволяет быстро и точно корректировать режимы работы газовых скважин и УКПГ при изменении условий эксплуатации и в конечном итоге позволяет улучшить технико-экономические показатели работы ГДП.

Глава II

ОПЕРАТИВНЫЙ КОНТРОЛЬ И АНАЛИЗ ОБЪЕКТОВ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

характеристика задач контроля

И АНАЛИЗА

Задачи оперативного контроля решаются с целью получения информации, необходимой для анализа производственной ситуации на основных технологических объектах ГДП и на ГДП в целом. Решение задач оперативного контроля за основным производством дает информационную основу для последующего решения задач оперативного анализа причин нарушений работы объектов основного производства, заключающихся в своевременном обнаружении и устранении нежелательных производственных ситуаций.

Важнейший элемент контроля — сопоставление фактических: показателей объектов добычи и подготовки газа с расчетными.. Причинами существенных отклонений фактических показателей разработки от расчетных могут быть неточные исходные данные- о геологическом строении и свойствах газоносной залежи, дебитах газовых скважин, качественных показателях УКПГ, невыполнение предусмотренных проектом технологических и технических условий разработки и недостатки методов расчетов [48].

Причины первой группы обычно носят объективный характер и являются следствием недостатка информации об объектах добычи и подготовки газа в начальной стадии разработки месторождения.

Причины второй группы субъективны и чаще всего связаны с отставанием темпов разбуривания месторождения от проектных значений и с несоблюдением режимов работы скважин и УКПГ. Недостатки методики расчетов обычно вытекают из допустимых условий эксплуатации газопромысловых объектов, неточности отдельных газогидродинамических характеристик и технологических закономерностей.

Функционирование алгоритмов оперативного контроля и анализа объектов добычи и подготовки газа приводит к централизации управления ГДП, способствует стабилизации технологических процессов, уменьшает простои газопромыслового оборудования из-за своевременного обнаружения нарушений и

неисправностей, позволяет быстро и точно корректировать режимы работы газовых скважин и УКПГ при изменении условий эксплуатации.

Оперативный контроль и анализ основного производства осуществляется дистанционно при помощи ЭВМ, установленной б ИВЦ ГДП, которая проводит первичную обработку исходной информации, представляет диспетчеру все необходимые технологические параметры, характеризующие протекание технологических процессов на объектах основного производства в виде световой и цифровой индикации на пульт и щит дежурного диспетчера, печатает результаты расчетов.

Ниже приводятся краткая характеристика и назначение задач оперативного контроля и анализа.

Контроль за гидравлическим состоянием системы пласт —скважина заключается в сравнении измеренных давлений с предсказанными моделью и в корректировке параметров модели при значительном отклонении расчетных результатов от фактических.

Гидравлическое состояние системы пласт—скважина характеризуется проводимостью пласта, коэффициентами фильтрационных и гидравлических сопротивлений скважин, которые входят определенным образом в математическую модель системы пласт — скважина и определяются в результате обработки данных исследований скважин. В промежутке между очередными испытаниями скважин эти коэффициенты могут изменяться по разным причинам.

Поскольку изменяемые параметры математической модели -отражают пропускную способность пласта к скважине, т. е. гидравлическое состояние системы пласт — скважины, то при рассмотрении фиксированной математической модели, не меняющей своей структуры, можно говорить о задаче контроля за гидравлическим состоянием системы пласт — скважины.

При корректировке параметров математической модели для определения фильтрационных характеристик необходимо решить совместно систему из ^ алгебраических уравнений, отражающую взаимодействие Nc эксплуатационных скважин, а для нахождения коэффициентов гидравлического сопротивления для каждой скважины — использовать формулу, связи между забойным и устьевым давлениями.

Контроль за материальными балансами по природному газу и конденсату проводится с целью определения разности между объемами газа и конденсата, полученными из месторождения, и объемами газа и конденсата, отданными потребителю, которая характеризует эти потери, обусловленные несогласованной работой ГДП, нарушениями технологических режимов процессов добычи и подготовки газа, а также авариями на ГДП.

При решении задачи используются следующие данные.

Объемы газа и конденсата, полученные из скважин.

Объемы газа и конденсата, отданные потребителю.

Контроль за качеством подготовки газа, являющимся важным показателем эксплуатации УКПГ, заключается в оперативном контроле за качеством газа, влагосодер- жанием и количеством выделившейся влаги и в соответствующем расчете количества вводимого ингибитора гидратообразо- вания.

Определение резервов добычи и подготовки газа и конденсата сводится к выдаче информации о величинах «горячего» и «холодного» резервов, суммарной мощности скважин, шлейфов, технологических линий УКПГ, а также установок стабилизации конденсата (УСК), регенерации диэтиленгликоля (УРД) и регенерации метанола (УРМ).

Под «горячим» резервом понимается резерв производительности объекта, находящегося в рабочем состоянии, определяемый как разность между его номинальной и текущей производительностями. Под «холодным» резервом понимается состояние исправного, но неработающего объекта, производительность которого принимается равной номинальной производительности этого объекта. Решение задачи позволяет определять следующее.

Состояние УКПГ по признаку наличие или отсутствие резерва производительности на УКПГ, величина резерва, дата планируемого изменения и причина изменения величины резерва.

Состояние УКПГ по признаку наличие или отсутствие холодного резерва на УКПГ, величина резерва, дата планируемого изменения и причина изменения величины резерва.

Контроль за состоянием технологических объектов обустройства определяет состояние объектов и оборудования ГДП. Основные объекты ГДП—УКПГ. Контроль за состоянием УКПГ осуществляется с целью получения информации для оценки производственной ситуации на ГДП. Основные характеристики состояния ГДП — фактическое состояние УКПГ по признаку «не работает», «работает», дата и причина перехода в указанное состояние, дата и причина планируемого изменения состояния УКПГ. Входная информация, используемая при решении задачи, — информация об изменении параметров состояния объектов и оборудования ГДП, передаваемая на ЭВМ диспетчерами и соответствующими службами в виде сообщений. Результат решения задачи — сводная таблица характеристик состояния объектов и оборудования основного* производства ГДП.

Контроль за основными параметрами технологических процессов осуществляется с целью получения информации, необходимой для определения производственной ситуации на ГДП, своевременной ликвидации нарушений технологического режима работы установок и принятия мер по

предотвращению аварий. При решении этой задачи используются фактические значения технологических параметров. Основной источник информации о фактических значениях параметров технологического процесса— системы централизованного контроля и управления, установленные на УКПГ. Информация о параметрах технологического процесса УКПГ передается на ЭВМ с помощью системы телемеханики, а также с помощью- аппаратуры передачи данных. Результаты решения задачи — фактические значения параметров, а также средние значения параметров, максимальные и минимальные значения параметров (за смену и за сутки).

Анализ причин нарушений работы технологических установок характеризует качество управления процессами добычи и подготовки газа. Поэтому выявление какого-либо нарушения в работе оборудования ставит задачу определения причины этого нарушения. Все возможные причины нарушений и неисправностей на каждом выделенном участке выявляются путем анализа причинно-следственных связей между возможными нарушениями данного участка. Изучение их позволяет, выявляя причины изменения (последовательно от выходных величин участка через режимные величины до входных возмущений и воздействий), построить схему причинно-следственных связей участка технологической линии. Такая схема характеризует одно возможное нарушение и может находиться в двух положениях: 0 — нарушения нет, 1 — нарушение произошло.

Если контролируемая величина измеряется сигнализатором,, то на его выходе сигнал может принимать значение 0 или 1. Измерение величины обычным датчиком дает на выходе непрерывный сигнал, который сравнивается с установленными нормами.

Если превышение величиной X нормы VB является нарушением, то действует условие X>VB, при этом состояние объекта характеризуется положением 1, а при X^VB— положением 0. Размер схемы причинно-следственных связей обусловливается конкретными причинами изменения величин на участке.

По схеме причинно-следственных связей находятся причины, вызывающие изменение того или иного параметра, путем построения логических суждений. Логические суждения позволяют заменить контроль за причинами нарушений контролем за группой режимных и выходных величин, уже измеренных на участке для других целей. Причины нарушений и неисправностей определяются ЭВМ по алгоритму опроса величин, учитывающему описание свойств схемы причинно-следственных связей.

В отличие от обычного циклического опроса данный алгоритм строится на изменении последовательности опроса величин в зависимости от результатов сравнения их текущих значений с нормами.

КОНТРОЛЬ

ЗА ГИДРАВЛИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ

СИСТЕМЫ ПЛАСТ — СКВАЖИНА

Гидравлическое состояние системы пласт-—скважина характеризуется коэффициентами проводимости пласта &п^м/цг (здесь &п — проницаемость, hM — активная мощность пласта, рг— вязкость пластового газа в залежи), фильтрационными и гидравлическими коэффициентами сопротивления скважин. Эти коэффициенты входят определенным образом в математическую модель системы пласт — скважина и определяются в результате обработки исследований скважин. В промежутке между очередными испытаниями скважин коэффициенты могут изменяться вследствие разных причин (падение пластового давления, скопление жидкости и твердых частиц на забое и в призабойной зоне, присутствие жидкости и твердых частиц в газовом потоке по стволу скважин, влияние конусов обводнения, гидрато- образование в скважинах, выпадение конденсата в призабойных зонах и в стволах скважин и т. д.). В связи с этим необходимо проводить соответствующие изменения параметров, которые определяются результатами фактических измерений на месторождении (измерений пластовых, забойных, устьевых давлений, дебитов газа и конденсата на скважинах и т. д.). Изменяемые параметры математической модели отражают изменения пропускной способности пласта и скважин, или, иначе, гидравлического состояния системы пласт — скважина. Поэтому при рассмотрении фиксированной математической модели, не меняющей своей структуры, можно говорить о задаче контроля за гидравлическим состоянием системы пласт — скважина [44, 49].

Процесс контроля за гидравлическим состоянием пласта и скважин включает в себя следующие этапы.

Предсказание (расчеты) распределения давления в газовой или газоконденсатной залежи и изменения забойных и устьевых давлений на скважинах.

Сбор информации о фактических давлениях и дебитах (измерения с помощью аппаратуры на скважинах).

Сравнение измеренных давлений с предсказанными по модели.

Проведение корректировки параметров модели в случае значительного отклонения расчетных результатов от фактических.

Распределение давления в газоконденсатной залежи можно определять с помощью соответствующей зависимости, полученной для газоносного пласта, с учетом изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления.

Периодичность решения задачи контроля — раз в месяц. В случае каких-либо возмущающих воздействий на систему пласт — скважина данная задача может решаться чаще.

В задаче контроля используются данные о параметрах газовой или газоконденсатной залежи и скважин, получаемые на

основании результатов исследования скважин, опытно-промышленной эксплуатации и текущей разработки, а также по данным проекта разработки, приведенным ниже.

Объемный дебит скважин, приведенный к стандартным условиям, тыс. м3/сут

Забойные динамические давления на скважинах по фактическим измерениям, МПа

Устьевые давления на скважинах по измерениям, МПа

Относительный отбор газа на залежи

Координаты вершин выпуклого многоугольника, заменяющего область залежи в плане, км

Число вершин многоугольника, начало системы координат расположено в «центре» многоугольника .

Площадь залежи в плане, км2

Начальные запасы газа в залежи, млрд, м3 . . . .

Начальное пластовое давление в газовой залежи, МПа

Температура газа в залежи, К

Вязкость газа, Па-с

Коэффициент сверхсжимаемости

Относительная плотность газа по воздуху

Погрешность определения давления, МПа Число скважин Произведение эффективной пористости на эффективную мощность, м

Произведение проницаемости на эффективную мощность, м3

Расположение скважин по полю газовой залежи (координаты скважин), км

Радиус скважин, м

Температура газа на устье скважин по измерениям, К

Внутренний диаметр фонтанных или обсадных труб, см .. • . . . .

Глубина скважин, м

Коэффициент гидравлического сопротивления скважин

QiРзаб /Ру /о,л)п0)QiРзаб /Ру /о,л)п0)Игг78NckmMj(^м^м) /^с з*Ус ircjТУ1Игг78NckmMj(^м^м) /^с з*Ус ircjТУ1XjXjРешение данной задачи позволяет получить следующие параметры.

Qi

Рзаб /

Ру /о

,л)

п

0)

Qi

Рзаб /

Ру /о

,л)

п

0)

Игг78

NckmMj(^м^м) /^с з*Ус ircjТУ1

Игг78

NckmMj(^м^м) /^с з*Ус ircjТУ1

Xj

Xj

Забойные динамические давления на скважинах

(расчетные), МПа Рзаб/

Устьевые давления на скважинах (расчетные), МПа ру/- Коэффициент, учитывающий фильтрационное сопро

тивление скважин а,;

Уточненный коэффициент гидравлического сопротивления скважин X*

Алгоритм решения задачи состоит из следующих этапов.

Ввод исходных данных.

Распределение пластового давления в газовой или газоконденсатной залежи при совместной работе Ас скважин опи-

сывается приближенной зависимостью (в безразмерных величинах) :

Р2 (X, У, т) = ^Р’^ 7'ПЛ^ [ 1 — G (т)]2 _|_ ^£E1_2j™LE£^^ >х zoPro

X^Q^WX.YV(9)

1=1

Первый член в правой части уравнения представляет собой квадрат средневзвешенного давления рСр(т). Величина G(t) — относительный отбор газа из пласта (отношение количества отобранного газа к начальным запасам в пласте Йо); ^(рср, Tnn)„ Рг(Рср, ^пл)—соответственно коэффициенты сверхсжимаемости и вязкости газа, принимаемые постоянными по пласту и изменяющимися во времени согласно изменению средневзвешенного давления при заданной пластовой температуре газа Гпл (в дальнейшем обозначаем через гср(т) и цго(т)); 20, цго— те же коэффициенты при начальном пластовом давлении ро и температуре Тпл.

В формуле (9) закон фильтрационного сопротивления принят линейным (закон Дарси), а скважины считаются совершенными по степени и характеру вскрытия. Введем формально при параметре (?(т)—безразмерном дебите-—коэффициент аДт), которым будем характеризовать как неточности в задании параметра (&мАм)г, так и влияние нелинейности фильтрационного сопротивления, несовершенства скважины по характеру и степени вскрытия, а также неточности определения пространственного взаимодействия между скважинами в пласте, неточность учета реальных свойств газа и влияние выпадения конденсата на фильтрационное сопротивление призабойной зоны.

Для вычисления забойных динамических давлений имеем

Р2^№=Р^ + ^^^ 5а,(т)ё,(т)Ф(>/.(10)

Иго 1=1

Через Фц обозначена пространственная функция влияния скважины i на скважину /. При i=j получаем функцию само- влияния скважины Фц.

В некоторый заданный момент времени п вычисляются значения рСр(т1), zcp(ti), pcp(ti), (?г(т1). На этот момент фактические значения забойных давлений на всех Nc скважинах получены непосредственно измерениями с помощью глубинных манометров. Подставив значения фактических забойных давлений Рзаб.факт в (10) для определения коэффициентов аДт), получим линейную алгебраическую систему уравнений:

3<WfcH,(П>

где введены обозначения

2ср (т1) Рср (т1)-

На следующий момент времени т2, на который также имеются фактические давления, находим расчетные забойные давления по формуле (10) при значениях коэффициентов а^ взятых с предшествующего момента ть т. е. «i (ti).

Если при сравнении фактических и расчетных величия? имеем

I Рзаб. з (^2) Рзаб. факт, j (^2) I ^ ®»

где е — максимально допустимая погрешность определения давлений, то до следующего момента времени сопоставления рзаб у- и Рзаб.факт j можно использовать в расчетах величины коэффициентов аг(т1).

При |рзаб;(тг) — Рзаб.факт Л >е для нахождения аг-(т2) нужно решить систему уравнений (11) с соответствующими: значениями ац^) и Л(т2). Таким образом, при фиксированной математической модели уточняются фильтрационные характеристики призабойных зон скважин газовой или газоконденсатной залежи.

Связь между забойным рзаб з и устьевым pyi давлениями1 на скважине определяется следующей зависимостью (величины размерные) [28]:

+(12>

Гл

Здесь Sj = 0,03415; Lj — глубина /-й скважины, м; р —

Тер/2CPj

относительная плотность газа по воздуху; Тср5— средняя температура в стволе скважины, К; 2cpj— коэффициент сверхсжимаемости газа при среднем давлении рср; в скважине и температуре Tcpj;

0, = 1,3771,-2^- (e2S> — 1);

’’' D)

Dj — внутренний диаметр фонтанных и обсадных труб скважины, мм; ^5 — коэффициент гидравлического сопротивления: скважины; Тср 5= (Ту j + Tn„)/2; Tyj— температура газа на? устье скважины, К;

_ 2 /Ру/\

Pep j„ \ Рзаб / "Г ,/ •

3 \Рзаб j + Ру j /

При заданных рзабд найденных по формуле (10) или принятых равными рзаб.фактд определяем из (12) ру/

Рп-г^Ур^-^.(13)

Расчет ру S проводится с помощью итераций. Вначале определяется первое ориентировочное значение 2ср/ для /cpj- и Рзабд вычисляются 5/°, 0/1} и, наконец, pyj . Затем находится второе ориентировочное значение z^ для 7cpj и Рср / ~ "3" ( Рзаб i + р . (1) j ’

\Рзаб j । Ру / /

определяются 8^\ б}-2) и ру2} и т. д.

Расчет прекращается, когда начнут выполняться неравенства

IP^-P^-I^,

где е — заданная точность определения устьевых давлений.

После вычисления ру 5 сравниваются с фактически измеренными ру.факт 3- Для тех скважин, для которых

\ Ру I Ру. факт Z I /* е»■

Z = 1, . . ., z; z<Nc■

будем считать, что коэффициент гидравлического сопротивления Хг задан неправильно.

В дальнейших расчетах можно принимать величины Х£* найденные по формуле (12) при подстановке в нее фактически измеренных забойных и устьевых давлений:

. 22П^

^* ( Рзаб. факт/ Ру.факт/ е ).^122(14)

'1.377Q= Т=р;2с2р,(е2$'-1) ’’ ’’ ‘

Задаваясь зависимостью (12) между забойным и устьевым давлениями по стволу скважины, по формуле (14) будем уточнять коэффициенты гидравлического сопротивления, или осуществлять контроль за гидравлическим состоянием скважин.

Печать результатов расчета.

КОНТРОЛЬ ЗА МАТЕРИАЛЬНЫМИ БАЛАНСАМИ

ПРИРОДНОГО ГАЗА И КОНДЕНСАТА

Газодобывающее предприятие представляет собой систему параллельно работающих УКПГ, к каждой из которых подключено 10—40 скважин (рис. 17).

^Важины^ВажиныРис. 17. Структурная схема измерений расхода газа и конденсата ГДП.Хц — дебит газа или конденсата по t-й скважине УКПГ-Z; уц — расход газа или конденсата по /-Й технологической линии УКПГ-Z; г^ — расход газа или конденсата, поступающего к А-му потребителюРис. 17. Структурная схема измерений расхода газа и конденсата ГДП.Хц — дебит газа или конденсата по t-й скважине УКПГ-Z; уц — расход газа или конденсата по /-Й технологической линии УКПГ-Z; г^ — расход газа или конденсата, поступающего к А-му потребителю

^Важины

^Важины

Рис. 17. Структурная схема измерений расхода газа и конденсата ГДП.

Хц — дебит газа или конденсата по t-й скважине УКПГ-Z; уц — расход газа или конденсата по /-Й технологической линии УКПГ-Z; г^ — расход газа или конденсата, поступающего к А-му потребителю

Рис. 17. Структурная схема измерений расхода газа и конденсата ГДП.

Хц — дебит газа или конденсата по t-й скважине УКПГ-Z; уц — расход газа или конденсата по /-Й технологической линии УКПГ-Z; г^ — расход газа или конденсата, поступающего к А-му потребителю

Если потоки газа, поступающего из скважин УКПГ-Z, описываются вектором Х/={хп, х2ь -, ^nz}, а потоки на выходе технологических ниток этой УКПГ вектором Yi=^yn, У21,..., Утй и все составляющие обоих векторов измеряются, то составление материального баланса сводится к расчету разности

^1=^Хц — ^Уц. i }

Аналогично можно найти разность между суммарным потоком газа на выходе технологических ниток всех УКПГ и суммарным потоком газа, поступающим потребителю по газопроводу:

ко= 22 Uji2 *к*

/ /к

Эти разности образуются из-за технологических потерь газа в процессе его подготовки к транспорту, из-за развития переходного процесса изменения давления по всей технологической линии подготовки газа, из-за суммарной погрешности измерения материальных потоков. В связи с тем, что приборы, применяемые для замера расходов газа и конденсата, имеют значительную погрешность, а замеры поступающего со скважин газа проводятся в замерном сепараторе периодически, разность из-за суммарной погрешности измерений имеет наибольшую величину [64].

Решение задачи контроля за материальным -балансом газа позволяет уточнить измерения расходов Az; Kz; Z; Z=l, 2, ..., S путем использования метода наименьших квадратов.

Полагаем, что величины хц измеряются с погрешностью eiZ каждая, а величины уц — с погрешностью а^. Тогда определение лучших (в смысле минимума суммы взвешенных квадратов погрешностей) оценок Хц, уц осуществляется минимизацией суммы:

+= ^]а„(хг,— xHY +

+ 2₽я(У;«~ Ы2-*тт ,(15)

/XU G □

Uji G Q

где Q — область задания оценок, которая определяется равенством

2?« = Ху/.;(16>

I1

аи — вес погрешности измерения дебита газа Z-й скважины УКПГ-Z; pjz — вес погрешности измерения расхода газа через /-ю технологическую линию УКПГ-Z.

Вес погрешностей измерения определяется по формулам

<Чв= A^Cf, <=1,2, • •«1

^ie=BjelCb j=L2, . .m,

где Ац — средний дебит газа i-й скважины УКПГ-/; В^— средний расход газа по /-й технологической линии УКПГ-Z; сг— -средний суммарный поток газа по всем технологическим линиям УКПГ-/.

Задачи (15), (16) сводятся к решению системы (/г + т+1) линейных уравнений:

^ie^ie — ^ + Х^ = 0; / = 1,2, . . л;

^зАУзе" ti + ^ = 0; /= 1, 2, . . ., т;

2 ^ie = 2 У 1е’

где Х° — неопределенный множитель Лагранжа при рассмотрении материального баланса УКПГ-/.

Аналогично можно записать систему (ms + p + 1) линейных уравнений при рассмотрении системы векторов

^1 = {У1е1 У^еэ • • •> УтА = 1, 2, . . •, S,

^ = (а, 22, • • •, а)»

2MKfe —<//*) +Х§ = 0; / = 1, 2, . . .,т; /=1,2, . . ,,s;.

2Та(А~ А) +^о = 0; к = 1, 2р;

22^=2^,

где уд — вес погрешности измерения расхода газа по А-му газопроводу.

Вес погрешности измерения газа по А-му газопроводу определяется по формуле

Та = ДДЕ,

где Дк — средний расход газа по /г-му газопроводу; Е — средний суммарный расход газа по всему ГДП.

Для всех измерений расхода газа на ГДП можно записать систему линейных уравнений:

^аи (Mz — xti)^z — 0;Z = 1, 2,..n;

/ = 1, 2,..s;

2pyz(^z-^z) +^z=0;/ = 1,2,..m;

= 1, 2,..s,

2?д(2д—z^ + Яо = 0;^ = 1,2, . . , p;

^Хи — ^Уп**l~l,2, . . ., s;

5 Ул ~Ezk-

Решение данной системы линейных уравнений дает возможность получить уточненные расходы газа в различных точках замера на ГДП: хи; уд, zh; z=l, 2, ... ,п; /=1, 2, m; Z=l, 2, ..., s; k = 1, 2, ... , p.

Алгоритм решения задачи состоит из следующих этапов.

Ввод исходных данных. Вводятся замеренные расходы газа или конденсата по всем замерным точкам хц, у^, г^; /= 1,2,...,

/г; /=1, 2, ..., т; Z=l, 2, ..., s; ^=1, 2, ..., р.

Вызов с магнитной ленты значений весовых коэффициентов расходов an, Pjz, ^ь

Приводится к стандартному виду и решается система линейных уравнений (17). В результате получаем уточненные зна-^ чения расходов xit, у л, zh

Вычисляются уточненные объемы добычи газа по всем УКПГ. Wb Z=l, 2, ..., s.

Вычисляются уточненные объемы добычи газа или конденсата по всему ГДП Q.

Осуществляется вывод на печать уточненных значений расходов xib Ул, 2h, Wh Q.

Данный алгоритм применим и для составления материального баланса по конденсату на ГДП.

КОНТРОЛЬ ЗА КАЧЕСТВОМ ПОДГОТОВКИ

ПРИРОДНОГО ГАЗА

Данный алгоритм предназначен для контроля за термодинамическими условиями эксплуатаций газосборных шлейфов и технологического оборудования установок осушки газа. При этом необходимо создать такие условия эксплуатации, чтобы был обеспечен безгидратный режим работы установки, который достигается путем ввода ингибитора гидратообразования.

Алгоритм контроля за безгидратной эксплуатацией устано- новок осушки газа по схеме двухступенчатой сепарации — часть 72

Рис. 18. Принципиальная технологическая схема подготовки газа

общего алгоритма контроля за эксплуатацией УКПГ. Алгоритм оперативного контроля за безгидратной эксплуатацией рассматриваемой схемы состоит из двух частей (рис. 18). Первая часть обеспечивает получение оперативной информации о количестве влаги, выделяющейся из газа в технологических аппаратах, и о точке росы осушенного газа. Во второй части алгоритма рассчитывается количество ингибитора, необходимое для обеспечения безгидратной работы шлейфов и промыслового оборудования при различных технологических режимах [7].

Работа по этим алгоритмам проводится в такой последовательности.

Осуществляют контроль за влагосодержанием газа и количеством выделившейся влаги:

при заданных термодинамических условиях (давлении р и температуре 7) находят равновесное влагосодержание газа, которое определяется из графика по работе [22] и в табулированном виде заранее вводится в ЭВМ;

определяют количество влаги AU7, выделяемой из газа в процессе добычи и подготовки газа к транспорту

AU^ = (озпл wCen) Qr,

где (опл и Госеп — удельное влагосодержание газа соответственно в условиях пласта и на выходе из УКПГ, кг/1000 м3; Qr — количество газа, подаваемого на УКПГ, тыс. м3/ч.

Общее количество влаги, выделяемое из газа на УКПГ, складывается из влаги, выделяемой на участке от скважины до выхода газа из сепаратора С-1 первой ступени AlFi, и влаги, выделяемой на участке от сепаратора С-1 до выхода из сепаратора С-2 второй ступени AWAen:

АГ = ДГ1 + ДГсеп.(18)

Значения AU^i и AIFcen определяют на основе режимных данных работы пласта и сепараторов С-1 и С-2, при этом считается, что влагосодержание газов соответствует равновесному.

На основе замеряемых значений р и Т из соответствующей памяти ЭВМ. на пульт вызывается удельное влагосодержание таза.

Величину AIFi определяют из выражения

А^1 = («пл — «О Q/rji,(19)

где (Опл, Mi — удельное равновесное влагосодержание газа в условиях пласта и сепаратора С-1 соответственно, кг/1000 м3; т)1 — коэффициент сепарации сепаратора С-1.

Величина щ выражает соотношение количества практически выделенной влаги к теоретическому, и в зависимости от типа сепараторов она вводится в память ЭВМ..

Величина AWi(l—т]!) выражает количество капельной влаги, выносимой газом из сепаратора С-1.

С учетом этого количество влаги, выделяемой из газа в сепараторе С-2, равно

ДГсэп = [Д^ (1 - 41) + (®, - Шосп) М(20)

где (Осеп — равновесное влагосодержание газа на выходе из сепаратора С-2 (или выходе из УКПГ), кг/1000 м3; ц2— коэффициент сепарации сепаратора С-2.

Общее количество влаги, выделяемой из газа на всем участке от скважины до выхода из УКПГ, получают сложением значений AIFi и А^сеп, получаемых соответственно из выражений (19), (20).

Значения параметров Qr, pi, Л, р2, Т2, А^сеп и АТТ выводятся на печать.

По алгоритму расчета количества вводимого ингибитора тидратообразования определяют режим гидратообразования в условиях, охватываемых эмпирическими формулами Г. В. Пономарева [23]. При необходимости в алгоритм могут закладываться и другие уравнения.

Определяют условия гидратообразования газа для выяснения необходимости подачи ингибитора гидратообразования из •следующих выражений:

при положительных температурах

Т 18,47 Igp — В или

1g р = 0,054 (Г + В);

при отрицательных температурах

У = — 58,5 Igp + В

или

lgp = 0,0171 (В —Т),

где В — постоянная для определяемого состава газа.

При определении количества ингибитора, необходимого для предотвращения гидратообразования, расчет проводят по формуле

О„нг = [-^^ + аС2 + ?MGK] QK6,

где AW7—количество влаги, выделяемой из газа при движении его от забоя скважины к расчетной точке ввода ингибитора, кг/1000 м3; Ci и С2— концентрация вводимого и насыщенного ■метанола соответственно, вес. %; а — равновесное насыщение газовой фазы метанолом, кг/1000 м3; q^— количество метанола, соответствующее его растворимости в конденсате, кг/кг; GK— количество конденсата в природном газе, кг/1000 м3; к— коэффициент завышения расхода ингибитора гидратообразования.

Коэффициент к, принимаемый на основе практических данных, вводится для предотвращения образования гидратов вследствие неравномерности подачи и потерь ингибитора за счет механического уноса. Значения a, q^ GK зависят в основном от давления и температуры процесса и состава газа и конденсата. Для конкретного объекта их численное значение должно вводиться в ЭВМ в табулированном виде.

Величина AW соответствует количеству выделившейся влаги на установке и определяется из выражения (18). Значения / или р и Синг выводятся на печать.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЗЕРВОВ ДОБЫЧИ

И ПОДГОТОВКИ ГАЗА И КОНДЕНСАТА

Данная задача решается при каждом изменении состояния объектов или оборудования ГДП. Для быстрого решения этой задачи составлен специальный алгоритм расчета «горячих» и «холодных» резервов.

Решение задачи состоит из следующих этапов [60, 70].

Вводятся информация о текущей производительности основных объектов и оборудования, массивы шифров объектов и оборудования, массивы шифров их состояний и массив номинальных производительностей основных объектов и оборудования.

Организация цикла по числу УКПГ на данном ГДП. Первоначально по шифру оборудования определяется номер ГДП, для которого проводится расчет. При расчете внутри цикла всякий раз проверяется номер УКПГ, принадлежащий ГДП, и -если все номера УКПГ исчерпаны, то осуществляется выход из этого цикла (i — переменная цикла по числу УКПГ на ГДП).

Расчет резервов по скважинам

3. Просмотр массива шифров скважин с целью определения их принадлежности к i-й УКПГ.

Организация цикла по числу скважин / на i-й УКПГ. Конечное число скважин на i-й УКПГ определяется из шифров этих скважин путем перебора всех шифров скважин, принадлежащих к i-й УКПГ. Выход из цикла осуществляется как только все скважины, относящиеся к i-й. УКПГ, закончились (т. е. сортируется массив шифров скважин с целью выделения скважин, принадлежащих к i-й УКПГ).

Определение состояния /-й скважины по ее шифру из общего массива состояний скважин.

Расчет «холодного» и «горячего» резервов скважины по подалгоритму расчета «горячих» и «холодных» резервов. Для этой подпрограммы предварительно формируется массив фактических аргументов.

Проверка на окончание цикла по числу скважин и УКПГ. Если j<St (St — общее число скважин на i-й УКПГ), индексированной переменной / присваивается значение /:=/+! и управление передается п. 5, если j = S{, то переходят к п. 8.

Расчет суммарных «горячих» и «холодных» резервов по всем скважинам i-й УКПГ.

Выделение из массивов шифров оборудования шифров технологических линий, которые принадлежат к i-й УКПГ. Сортируется массив шифров оборудования с целью выделения технологических линий i-й УКПГ.

Организация цикла по числу технологических линий / на i-й УКПГ. Предполагается, что число технологических линий на УКПГ не.более девяти. Цикл оканчивается просмотром всего массива оборудования.

Выделение по шифру технологической линии ее шифра состояния. По шифру /-й технологической линии находится ее порядковый номер в массиве шифров оборудования, затем из массива шифров состояний выделяется тот шифр состояния, который соответствует этому порядковому номеру (ввиду одинаковой упорядоченности массива шифров оборудования и шифров состояний).

Расчет по алгоритму «холодного» и «горячего» резервов технологической линии, формирование фактических документов для расчета.

Проверка на окончание цикла по числу технологических линий /. Если j<Li (Lt — число технологических линий на i-й УКПГ), то индексированной переменной присваивается номер /:=/+! и переходят к п. И, иначе — к п. 14.

Определение «горячих» и «холодных» резервов мощности суммы технологических линий i-й УКПГ.

Расчет резервов по мощности шлейфов

Выделение из массива шифров оборудования шифров шлейфов, принадлежащих к i-й УКПГ.

Организация цикла по числу шлейфов /. Предполагается, что число шлейфов не превышает четырех, фактическое их 76

число определяется методом сортировки массива шифров оборудования аналогично п. 4.

Выделение по шифру шлейфа шифра его состояния (аналогично п. 5).

Расчет по алгоритму «холодного» и «горячего» резервов /-го шлейфа (соответствующим образом формируется массив фактических аргументов подпрограммы, индексу Ihgr присваивается значение единицы).

Проверка на окончание цикла по числу шлейфов / на 1-й УКПГ. Если' j<SHi (SIR— число шлейфов на i-й УКПГ), то /: = /+! и управление передается п. 17, если j = SHit то переходят к п. 20.

Определение «горячего» резерва суммы шлейфов на i-й УКПГ и «горячих» и «холодных» резервов мощности i-й УКПГ. Резервы мощности i-й УКПГ представляют собой минимальные значения соответствующих резервов мощности скважин, технологических линий и шлейфов:

RG^ = min {T^Gs, RGl, RGsh}',

КНг = min <RHs, RHU RHshV

т. e. «горячий» резерв i-й УКПГ определяется как минимальный из величин суммарного «горячего» резерва скважин, суммарного «горячего» резерва технологических линий и суммарного «горячего» резерва шлейфов, а «холодный» резерв i-й УКПГ — как минимальная из величин суммарного «холодного» резерва скважин, суммарного «холодного» резерва технологических линий и суммарного «холодного» резерва шлейфов.

Проверка, к какому типу ГПД относится исследуемое ГДП. Для ГДП с децентрализованной системой сбора газа продолжается расчет с п. 22, для ГДП с децентрализованной системой сбора газа расчет продолжается с п. 30.

РАСЧЕТ РЕЗЕРВОВ ДЛЯ ГДП

С ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАННОЙ СИСТЕМОЙ СБОРА ГАЗА

Расчет резервов мощности установок регенерации диэтиленгликоля

Выделение из массива шифров оборудования тех УРД, которые относятся к i-й УКПГ.

Организация цикла по числу УРД /, принадлежащих к i-й УКПГ. Из массива шифров оборудования определяется число УРД, относящееся к i-й УКПГ.

Определение по шифру /-й УРД ее шифра состояния.

Расчет резерва мощности УРД по алгоритму «горячего» и «холодного» резервов.

Проверка на окончание цикла по числу УРД /. Если j<Di, то индексированной переменной / присваивается значе-

ние /: = /+! и управление передается п. 24, если j^Dt, то переходят к п. 27.

Определение суммарных «горячих» и «холодных» резервов мощности УРД, принадлежащих к i-й УКПГ.

Расчет резерва установки регенерации метанола

Выделение шифра УРМ из массива шифров оборудования и определение по шифру УРМ шифра ее состояния.

Расчет резерва мощности УРМ по алгоритму «холодного» и «горячего» резервов. Индексу Ihgr присваивается значение единица и определяется «горячий» резерв мощности УРМ.

Проверка на окончание цикла по числу УКПГ на ГДП. Если KI Ц— число УКПГ на ГДП — определяется в результате сортировки массива шифров оборудования), то при t: = 7-Ьf переходят к п. 3, если i=l, то переходят к п. 31.

Определяются суммарные «холодные» и «горячие» резервы по газу для всех УКПГ на данном ГДП.

Вторично проверяется, к какому ГДП относятся исследуемые объекты и оборудование. При Jq—1=^0 переходят к и. 34, при /g = 1 — кп. 33.

Определяются суммарные резервы мощности для УРД и УРМ для ГДП.

На этом расчет резервов мощности установок для ГДП с децентрализованной системой сбора газа качанчивается, и управление передается п. 51.

РАСЧЕТ РЕЗЕРВОВ ДЛЯ ГДП

С ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЙ СИСТЕМОЙ СБОРА ГАЗА

Организация цикла по числу УНТС. При первом прохождении цикла 1=1 изменяется от 1 до п, где п — число УНТС на ГС.

Выделение из массива шифров основных объектов и оборудования шифров технологических линий УНТС для t-й УНТС и определение их числа.

Организация цикла по числу технологических линий / на i-й УНТС.

Выделение по шифру /-й технологической линии на 1-й УНТС шифра ее состояния.

Формирование массива фактических аргументов по алгоритму расчета «холодных» и «горячих» резервов для /-й технологической линии i-й УНТС.

Проверка по шифру на существование УРД на /-й технологической линии. Если УРД не присутствует, то управление передается п. 42, если существует, то п. 40.

По шифру УРД выделяется шифр ее состояния.

Формирование фактических аргументов для расчета «го-

рячего» резерва УРД по алгоритму «холодного» и «горячего» резервов, вызов и расчет по нему резерва мощности УРД.

Проверка на окончание цикла по числу технологических линий / на Гй УНТС. Если Lut>j, то индексированной переменной присваивается значение / + 1 и управление передается п. 37, а в противном случае п. 43.

Выделение из массива шифров оборудования шифров УРМ, принадлежащих Гй УНТС.

По шифру УРМ. из массива шифров состояния определяется ее шифр состояния.

Рассчитывается «горячий» резерв.

Проверка на окончание цикла по числу УНТС I на ГС,„ если 1<Пг, то i: = t + l и управление передается п. 35, если. 1=щ, то переходят к п. 47.

Определение суммарных резервов по газу, ДЭГу и метанолу на ГС.

Определяются «горячие» и «холодные» резервы по газу для ГДП как минимальные величины из соответствующих резервов по сумме всех УКПГ и сумме УНТС:

RG = min {/?G, RGGSy RH =--= min {№ RHGSy

Определение «горячего» резерва мощности установки стабилизации конденсата (УСК). Для этих целей из массива оборудования выделяется шифр УСК и по этому шифру определяется шифр ее состояния.

Расчет «горячего» резерва УСК по алгоритму расчета «холодных» и «горячих» резервов, причем формирование фактических аргументов подпрограммы «холодного» и «горячего»- резервов проводится предварительно.

Вывод информации на магнитный диск. На магнитный диск выводится следующая информация: массивы шифров основных объектов и оборудования, «горячих» и «холодных» резервов. Информация о резервах производительности систем' сбора газа, УРД, УРМ и УСК выдается по требованию в конце' смены в виде выходного документа при помощи программы вывода информации задачи расчета резервов основных объектов и оборудования, в котором на печать выводятся следующие - массивы.

Шифров основных технологических объектов и оборудования.

«Горячих» и «холодных» резервов этих объектов и оборудования.

Расчет «холодных» и «горячих» резервов

Алгоритм дает возможность рассчитать «горячие» и «холодные» резервы мощности объектов и оборудования или только- «горячие» резервы, если данный объект (или оборудование) постоянно находится в эксплуатации, а его остановка нарушает

нормальный ход процесса добычи и подготовки газа на ГДП. Расчет по этому алгоритму состоит из следующих этапов.

Проверка состояния объекта (или оборудования). Проверяется, находится ли объект (или оборудование) в рабочем состоянии. Если да, то переходят к. п. 2, если объект (или оборудование) не работает, то — к п. 3.

Расчет «горячего» резерва исследуемого объекта (или оборудования). Холодный резерв объекта (или оборудования) полагается равным нулю.

Проверка индекса Ihgr- Индекс Ihgr определяет отношение рассматриваемого оборудования и возможности его нахождения в «холодном» резерве. Если Ihgr = 0, то управление передается п. 4, в противном случае — п. 7.

Проверка, находится ли объект (или оборудование) в состоянии «холодного» резерва. Если да, то управление передается п. 5, в противном случае — п. 6.

«Холодный» резерв принимается равным нулю, управление передается п. 7.

«Холодный» резерв принимается равным номинальной производительности.

«Горячий» резерв принимается равным нулю. На этом этапе данный алгоритм заканчивается.

КОНТРОЛЬ ЗА СОСТОЯНИЕМ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА

Разработка алгоритма оперативного контроля за технологическими объектами обустройства ГДП с помощью ЭВМ позволит обеспечить следующее.

Увеличение скорости выработки решений по управлению непрерывным технологическим производством благодаря своевременному получению и обработке информации о состоянии объектов.

Прогнозирование аварийных ситуаций на объектах, приводящих к уменьшению числа аварий.

Возможность увеличения мощности предприятия за счет введения в действие существующих резервов.

Определение загрузки ремонтных бригад при существующей информации о капитальном, профилактическом и текущем ремонтах отдельных объектов.

Улучшение технико-экономических показателей.

Состояние объектов можно описать схемой (рис. 19).

Каждый технологический объект ГДП принципиально описывается четырехуровневым состоянием [59, 66, 70]. К первому уровню относятся следующие типы: «работает» и «не работает».

Работающий объект может работать как с резервом по производительности, так и без резерва. Неработоспособность объекта возможна по двум причинам: объект находится в состоянии 80

Рис. 19. Схема состояний объектов ГДП

ремонта или в резервном состоянии. Ремонт объекта ГДП может быть как плановым, так и внеплановым, каждый из которых подразделяется на капитальный, текущий, средний и профилактический ремонты.

Входной информацией для решения этой задачи служат массивы объектов, изменившие свое состояние, массив этого состояния и массив дат, при которых произошло изменение состояния. Решение задачи накапливает информацию о состоянии всех объектов ( т. е. происходит постоянное накопление статистики) и сортирует массив шифров объектов согласно шифрам их состояний. Задача решается всякий раз, когда изменяется состояние объектов. Информация выводится по требованию оператора.

Алгоритм решения данной задачи состоит из следующих этапов.

Ввод информации (с перфокарт вводится информация об изменении состояния объектов).

С магнитных дисков считывается информация о предыдущем состоянии объектов (массивы шифров объектов, массивы их состояний и массив дат, при которых произошло предыдущее изменение состояния этих объектов). Эта информация используется при обнаружении ошибок во вводимой с перфокарт информации.

6 Зак. 1437 81

Проверка существования ошибок в записи предыдущего состояния объектов. Проверка выполняется путем сравнения шифров состояния объектов, считанных с магнитных дисков и введенных с перфокарт. При совпадении этих шифров управление передается п. 4, в противном случае — п. 5.

Печать ошибок о предыдущем состоянии объектов. На печать выводится шифр объекта, предыдущее и текущее состояние. По указу оператора работа программы продолжается, управление передается п. 5.

Изменение предыдущего состояния объектов. По шифру объектов, введенному с перфокарт, ищется шифр состояния этого объекта в массиве шифров предыдущих состояний, считанном с магнитного диска. Затем проводится замена предыдущего состояния этого объекта текущим с соответствующей заменой даты последнего изменения состояния. В результате этого предыдущее состояние объектов записывается в массив шифров предыдущего состояния, формируются массив шифров текущего состояния объектов и массив дат, при которых произошло последнее изменение состояний объектов.

Вывод информации на магнитный диск. Осуществляется запись на магнитный диск массива шифров объектов, нового массива шифров их состояний и нового массива дат, при которых произошло последнее изменение состояния.

Сортировка массивов шифров объектов и массивов шифров их текущих состояний, согласно схеме (см. рис. 19). Весь массив шифров объектов подразделяется согласно шифру их состояний на две большие группы: работающий и неработающий. Каждый из этих массивов в свою очередь сортируется. Работающий массив объектов ГДП рассортировывается на подмассив шифров объектов, работающих без резерва по производительности, и на подмассив шифров объектов, находящихся в состоянии «горячего» резерва. Неработающий массив объектов подразделяется на подмассив объектов, находящихся в ремонте и в состоянии «холодного» резерва. Ремонтируемые объекты сортируются согласно их шифру состояния на подмассивы объектов, находящихся соответственно в плановом и внеплановом ремонтах, которые в свою очередь сортируются на четыре группы по виду ремонта, которому они подвергаются.

По требованию информация о состоянии объектов, а также о массивах объектов, рассортированных по типу их состояний, выводится на печать в виде выходного документа.

Результат расчета — массивы шифров предыдущих состояний скважин и оборудования основного производства, массивы шифров текущих состояний и массивы дат, при которых произошло последнее изменение состояния.

Поскольку при расчете приходится оперировать с большими массивами, в программе должен быть предусмотрен последовательный ввод информации для скважин, а затем для основ-

ного оборудования (из-за ограниченной оперативной памяти машин), а также должны проводиться последовательная запись и считывание информации с магнитных дисков.

Программа, реализующая решение задачи оперативного контроля за состоянием технологических объектов ГДП, позволяет быстро обрабатывать и накапливать информацию о состоянии этих объектов. Результаты решения этой задачи дают необходимую информацию для осуществления прогнозирования аварийных ситуаций на предприятии, позволяют оценить загрузку ремонтного парка и рационально составить план ремонтных работ, график профилактических ремонтов объектов предприятия, что дает возможность увеличивать мощность за счет использования этих резервов.

КОНТРОЛЬ ЗА ОСНОВНЫМИ ПАРАМЕТРАМИ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

Контроль за технологическими параметрами процессов основного производства заключается в определении средних значений, средних квадратических отклонений от среднего значения, минимальных и максимальных значений этих параметров за смену и за сутки. Кроме того, в задаче суммируются мгновенные часовые расходы газа с поправкой на давление и температуру за смену и за сутки и сменные расходы конденсата за сутки. Периодичность решения задачи — смена.

Выходная информация о средних значениях, о средних квадратических отклонениях технологических параметров, минимальных и максимальных значениях этих параметров, суммарных расходах газа и конденсата передается диспетчеру производственно-диспетчерской службы (ПДС) и диспетчерам УКПГ для оценки качества управления технологическими процессами основного производства [68, 69].

Для решения данной задачи используется информация датчиков, установленных на объекте, которая по системе телемеханики передается через согласующее устройство в ЭВМ.

Одновременно информация поступает в оперативно-производственную службу (ОПС) УКПГ.

ПРЕОБРАЗОВАНИЕ И СГЛАЖИВАНИЕ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ

При соединении датчика с ЭВМ в аналогово-цифровом преобразователе выходной сигнал преобразуется в число. Однако это число определяет не измеряемую величину, а значение выходного сигнала датчика. Для перехода от значений выходного сигнала датчика к измеряемым величинам в общепринятых единицах служит алгоритм преобразования информации. Исходной информацией для алгоритма служат значения выходных

■сигналов датчиков, записанных в памяти ЭВМ во время циклического опроса. В результате расчета получаются значения измеряемых величин в общепринятых единицах.

Преобразование информации из процентов в кубический метр в час, в килограмм в час

При изменении перепада на сужающем устройстве от 0 до максимума сигнал телеметрии Т(t) меняется от 0 до 100%. При соответствии параметров газа, а также жидкостей расчетным расход связан с соответствующим сигналом соотношением

Q^HQmaxV?^) , м3/ч;G(0 = GmaxVT(0, кг/ч.(21)

Преобразование информации из процентов в мегапаскали

При изменении давления от 0 до максимального значения сигнал телеметрии P(t) изменяется от 0 до 100%.

(22)(22)Давление в МПа связано с соответствующим сигналом (в %) соотношением\!

(22)

(22)

Р^ - PmlJ^,

где Ртах — максимальное значение шкалы датчика.

Преобразование информации из процентов

в градусы Цельсия

(23)(23)При изменении температуры от Оты до Отах сигнал телеметрии меняется от 0 до 100%. Температура (в °C) связана с соответствующим сигналом Т (/) соотношением

(23)

(23)

e(0 = 9min + (emax-emin)T(0.

Усреднение информации

на небольшом временном интервале

При расчете значений контролируемых параметров сглаживание информации осуществляется по методу экспоненциального сглаживания по формуле

(24)(24)пс (0 = nc(t — АО +-Д [л (0 -nc(t- AOI,

(24)

(24)

где nc(0—сглаженное значение измеряемой величины в момент t; nc(t — ДО —сглаженное значение измеряемой величины в момент (/—ДО; «(О—мгновенное значение измеряемой величины в момент t.

Чтобы ускорить обработку информации, объединим алго-

ритмы преобразования и сглаживания информации. Для работы алгоритма необходимы следующие данные.

Адрес ячейки памяти, с которой начинается выбор показаний датчиков.

Число записанных показаний.

При работе алгоритма используются счетчик числа датчиков / и счетчик числа типа датчиков I.

Преобразование и сглаживание информации осуществляются по следующему алгоритму.

В счетчик / заносится 1.

Из памяти выбираются показания первого датчика.

Определяется код типа датчика Fn.

В счетчик I заносится 0.

К счетчику I прибавляется 1.

Проверяется условие 1^4. Если условие выполняется, переходят к п. 7, если нет, то — к п. 15.

Код, характеризующий тип датчика, сравнивается с i-м кодом таблицы, содержащей характеристики датчиков Ft. Если Fn = Ft, переходят к п. 8, если нет, — к п. 5.

Проверяется условие f=l. Если условие выполняется, переходят к п. 11, если нет, — к п. 9.

Проверяется условие z = 2. Если условие выполняется, переходят к п. 12, если нет, — к п. 10.

Проверяется условие z = 3. Если условие выполняется, переходят к п. 13, если нет, — к п. 11.

Преобразование показаний датчика по формулам (21), переход к п. 14.

Преобразование показаний датчика по формуле (22), переход к п. 14.

Преобразование показаний датчика по формуле (23), переход к п. 14.

Сглаживание информации по формуле (24), запись показаний в память ЭВМ, переход к п. 15.

К счетчику / прибавляется 1, переход к п. 16.

Проверяется условие j^Dk, где Dk — число датчиков на УКПГ. Если условие выполняется, переходят к п. 2, если нет, — к п. 17.

Конец алгоритма. Передача управления на алгоритм представления информации.

ЦИКЛИЧЕСКИЙ ОПРОС датчиков

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

Алгоритм циклического опроса заключается в поочередном подключении датчиков технологических параметров, приведенных выше, к ЭВМ и записи их показаний в оперативную память. Для работы алгоритма циклического опроса необходимы следующие данные.

Номер датчика, с которого начинается опрос М°.

Номер линии, с которой начинается опрос L0.

Число датчиков на технологической линии УКПГ и общем выходном участке D.

Число датчиков Di на технологической линии УКПГ.

Число технологических линий N на УКПГ.

При работе алгоритма используются следующие счетчики: Счетчик номеров датчиков М.

Счетчик числа датчиков L Счетчик i отличается от счетчика М тем, что в нем отсчет всегда начинается с 1, а в счетчике М — с номера Л4°.'

Счетчик номеров технологических линий L.

Счетчик числа технологических линий /. Счетчик / отличается от счетчика L тем, что в нем отсчет всегда начинается с 1, а в счетчике L — с номера L0.

Циклический опрос датчиков на УКПГ осуществляется по следующему алгоритму.

В счетчик М заносится М°, в счетчик i— 1, в счетчик L — L0, в счетчик /— 1, в ячейку D заносится численное значение Д.

Опрос датчиков с номерами L, М и запись их показаний. Поскольку при циклическом опросе датчиков порядок опроса безразличен, они нумеруются так, чтобы датчики, расположенные на технологических линиях, имели номера меньше, чем датчики, измеряющие выходные параметры УКПГ.

Формируется номер датчика. Для этого к счетчикам М и i прибавляется 1. В тех случаях, когда номер датчика соответствует его адресу в устройстве связи с объектом, формирование номера заканчивается. Если такого соответствия нет, действительный адрес датчика определяется с помощью дешифратора, преобразующего номер датчика в его действительный адрес.

Проверяется окончание опроса датчиков на технологической линии. Для этого проверяется условие i">D. Если условие выполняется, переходят к п. 5, если нет, — к п. 2.

В ячейку D заносится D^.

Формируется номер линии. Для этого к счетчикам L и / прибавляется 1. В тех случаях, когда номер линии совпадает с ее адресом в устройстве связи с объектом, формирование номера заканчивается. Если такого соответствия нет, действительный адрес линии определяется с помощью дешифратора, преобразующего номер линии в ее действительный адрес.

Проверяется окончание опроса датчиков на УКПГ. Для этого проверяется условие j>N. Если условие выполняется, переходят к п. 8, если нет, — к п. 2.

Конец алгоритма.

Циклический опрос датчиков на УНТС в основном аналогичен алгоритму циклического опроса датчиков УКПГ. Отличие данного алгоритма от приведенного в том, что все датчики, подлежащие опросу, располагаются на параллельных техноло-

гических линиях. Поэтому алгоритм циклического опроса датчиков УНТС несколько видоизменяется. Для работы алгоритма необходимы следующие данные.

Номер датчика, с которого начинается опрос на УНТС М0.

Номер линии, с которой начинается сбор информации L0.

Число датчиков на технологической линии D.

Число технологических линий на УНТС N.

При работе алгоритма используются следующие счетчики.

Счетчик действительных номеров датчиков М.

Счетчик числа датчиков i.

Счетчик i отличается от счетчика М тем, что в счетчике i счет начинается всегда с единицы, а в счетчике М — с номера датчика.

Счетчик действительных номеров технологических линий L УНТС.

Счетчик числа технологических линий УНТС /.

Циклический опрос на УНТС осуществляется по следующему алгоритму.

В счетчик М записывается значение М°, в счетчик L—L°, в счетчик I—1, в счетчик /—1.

Опрос датчика и запись его показаний в память ЭВМ.

Формируется действительный и относительный номер датчика.

Для этого к счетчикам М и i прибавляются единицы. В тех случаях, когда действительный номер датчика, полученный как описано выше, соответствует его адресату в устройстве связи с объектом, формирование адресата заканчивается. Если такого соответствия нет, действительный адрес датчика определяется с помощью дешифратора, преобразующего номер датчика в его действительный адрес.

Проверяется окончание опроса датчиков на технологической линии. Если опрос не окончен, переходят к п. 2, если окончен, — к п. 5.

Очищение счетчика i(i=l).

Формируется номер линии, для этого к счетчикам L, j прибавляются единицы. Если действительный номер линии, соответствует его адресу в устройстве связи с объектом, формирование адреса заканчивается. Если соответствия нет, действительный номер линии определяется с помощью дешифратора.

Проверяется, на всех ли технологических линиях опрошены датчики. Если опрос не окончен, переходят к п. 2, если окончен, — к п. 8.

Конец алгоритма.

Для работы алгоритма циклического опроса датчиков УПК, УСК, УРД и УРМ необходимы следующие данные.

Номер датчика, с которого начинается опрос на УПК, УСК, УРД и УРМ М°.

Число датчиков на УПК, УСК, УРД и УРМ М°.

При работе алгоритма используются следующие счетчики.

Счетчик действительных номеров датчиков УПК, УСК, УРД и УРМ М.

Счетчик числа датчиков на УПК, УСК, УРД и УРМ I. Счетчик i отличается от счетчика М тем, что в счетчике i счет начинается всегда с единицы, а в счетчике М — с номера датчика.

Циклический опрос на УПК, УРД, УСК и УРМ осуществляется по следующему алгоритму.

В счетчик М записывается значение М°, в счетчик i—1.

Опрос датчика и запись его показаний в оперативную память ЭВМ.

Формируются действительный и относительный номера датчика. Для этого к счетчикам М и i прибавляются единицы. В тех случаях, когда действительный номер датчика соответствует его адресу в устройстве связи с объектом, формирование адреса заканчивается. Если такого соответствия нет, действительный адрес датчика определяется с помощью дешифратора, преобразующего номер датчика в его действительный адрес.

Проверяется окончание опроса датчиков на установке. Если опрос не окончен, возвращаются к п. 2, если окончен, — к п. 5.

Конец алгоритма.

СРАВНЕНИЕ ПОКАЗАНИИ ДАТЧИКОВ С НОРМОЙ

Нормальным функционированием технологических объектов считается протекание процесса при соответствии приведенных параметров допускам, установленным технологическим нормам. Выход технологических параметров за пределы допустимого диапазона их изменения считается нарушением. Основная функция алгоритма состоит в периодическом измерении величин, характеризующих эти события, в сравнении замеренных значений с соответствующими установленными допусками и выдаче сигналов, указывающих результаты сравнения.

При Л^1 выдается сигнал 0 — событие не имеет места..

При, N>\ выдается сигнал 1—обнаружено событие (превышение допустимой нормы).

Для работы алгоритма необходимы следующие данные.

Адрес первого показания, подлежащего сравнению с нормой, 5°.

Адрес первой нормы №.

Число датчиков D.

При работе алгоритма используются следующие счетчики.

Счетчик действительных адресов датчиков S.

Счетчик числа датчиков М.

Счетчик числа норм N.

Счетчик нормы датчика Е.

Сравнение показаний датчиков с нормами осуществляется по следующему алгоритму.

В счетчик 5 записывается значение 5°, в счетчик N—№, в счетчик М—0.

Выбор значения измеренной величины по адресу М.

Счетчику Е присваивается значение 0.

К счетчику Е прибавляется 1. Тем самым определяется номер нормы датчика. Норма датчика переводится в рабочую ячейку.

Проверяется условие £=1. Если условие выполняется, переходят к п. 6, если нет, — к п. 7.

Показания датчика сравниваются с верхней нормой. Если они выходят за пределы нормы, переходят к п. 8, если нет, — к п. 9.

Показания датчика сравниваются с нижней нормой. Если они выходят за пределы нормы, переходят к п. 8, если нет, — к п. 9.

Проводится запись информации о выходе показаний датчиков за пределы нормы с указанием номера датчика, номера нормы и номера линии.

Проверяется условие Е = 2. Если условие выполняется, переходят к п. 10, если нет, — к п. 4.

Формируются адрес датчика М и действительный адрес.

Формируется адрес нормы датчика N.

Проверяется окончание сравнения показаний датчиков с нормой. Для этого проверяется условие M^D. Если условие выполняется, переходят к п. 2, если нет, — к п. 13.

Конец алгоритма.

ПРЕДСТАВЛЕНИЕ ИНФОРМАЦИИ

Алгоритм вырабатывает информацию для представления ее на показывающие приборы и, для ее регистрации на специальном бланке. При работе алгоритма проводится просмотр массива информации, полученного при работе предыдущего алгоритма. При этом определяются адреса прибора и точки на бланке, а также вид сигнала, который должен быть подан.

Для работы алгоритма необходимы следующие данные.

Адрес ячейки памяти, в которой записаны показания J-ro датчика 5°.

Число датчиков.

При работе алгоритма используется счетчик числа датчиков /.

Представление информации осуществляется по следующему алгоритму.

В счетчик / заносится 1, в счетчик S—S0, затем переход к п. 2.

Из памяти выбираются показания первого датчика. Переход к п. 3.

По номеру датчика и линии определяются адрес посылки и код сигнала. Переход к п. 4.

Код сигнала посылается по найденному адресу. Переход к п. 5.

К счетчику / прибавляется 1. Переход к п. 6.

Проверяется условие j^D, где D — число датчиков. Если условие выполняется, переходят к п. 2, если нет,— к п. 7.

Печать результатов.

АНАЛИЗ ПРИЧИН НАРУШЕНИЙ РАБОТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

Необходимое условие нормальной производственной деятельности ГДП — высокопроизводительная и безаварийная работа технологических установок, которая невозможна без правильного выбора управляющих воздействий, своевременного выявления нарушений технологического режима и обнаружения аварийных ситуаций. Качество управления этими объектами определяется глубиной анализа нарушений работы отдельного технологического оборудования, т. е. детализацией событий, происходящих на каждой установке [61, 62].

Знание причины нарушения позволяет правильно выбрать наименование и, параметры управляющих воздействий.

Все возможные причины нарушений и неисправностей на каждой выделенной технологической установке обнаруживаются путем анализа причинно-следственных связей между возможными нарушениями. Изучение их позволяет, выявляя причины нарушения, построить схему причинно-следственных связей.

УСТАНОВКА НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ

Выходные величины на технологической линии УНТС — температура газа на выходе технологических линий t, давление газа р, расход Qr и концентрация конденсата в газе Су на выходе газа из технологических линий (см. рис. 9). Зная причины нарушений, строят блок-схему причинно-следственных связей (рис. 20). Нарушение работы установки — отклонение хотя бы одной из указанных величин от своих нормированных значений М{. Так, превышение температуры газа 1 на выходе из технологической линии относительно своей нормы А1 определяется увеличением температуры газа П на выходе из сепаратора С-2 или неисправностью работы регулятора температуры, воздействующего на регулирующий пневматический клапан (7), установленный на линии подачи газа в теплообменник Т-1 (см. рис. 9).

Рис. 20. Схема причинно-следственных связей технологической линии УНТС

При увеличении температуры газа на выходе из С-2 следует пропускать газ, минуя теплообменник 7-2. Это осуществляется при помощи регулятора температуры. В случае, если регулятор неисправен, требуется перейти на ручное управление клапаном.

Отклонение давления газа р или концентрации конденсата Су в газе на выходе из технологической линии от заданного уровня (p^N 2: СУ>АЗ) определяется изменением давления в сепараторе С-1 или С-2 (р 1^^ 6; p2^Niy Эти две причины в свою очередь зависят от нескольких факторов, каждый из которых связан с определенными управляющими воздействиями. Отклонение давления pl^N6 от своей нормы определяется изменением уровня капельной жидкости в емкости Е=1, что объясняется неисправностью работы регулятора уровня (клапан 2). При неисправности регулятора требуется перейти на ручное управление клапаном. Аналогично анализируются причины недопустимого изменения давления в С-2.

При изменении расхода газа на выходе из технологической линии требуется прежде всего проверить исправность работы регулятора расхода, воздействующего на клапан 11, или определить положение регулирующего пневматического клапана (7), установленного на линии, подачи газа в теплообменник 7-1. Работа клапанов контролируется с пульта управления в операторной.

Для работы алгоритма анализа причин нарушений УНТС необходимы следующие данные.

Номер датчика, с которого начинается опрос на УНТС, М°.

Номер линии, с которой начинается сбор информации, 7°. Число технологических линий по УНТС D.

При работе алгоритма используются следующие счетчики.

Счетчик действительных номеров технологических линий УНТС L.

Счетчик числа технологических линий УНТС /.

Счетчик действительных номеров датчиков М.

Счетчик числа датчиков I.

Анализ причин нарушений на УНТС осуществляется по следующему алгоритму.

В счетчик М записывается значение Л4°, в счетчик L—L°, в счетчик i—1, в счетчик /—1.

Опрос датчика по данному адресу.

Проверяется условие z=l. Если условие выполняется, пе-

реходят к п. 7, если нет, — к п. 4.

4. Проверяется условие 1=2. Если

условие

выполняется*

переходят к п. 14, если нет, — к п. 5.

5. Проверяется условие 1=3. Если переходят к п. 16, если нет, — к п. 6.

условие

выполняется*

6. Проверяется условие i = 4. Если переходят к п. 18, если нет, — к п. 22.

условие

выполняется*

Формируются действительный и относительный номера датчика. Для этого к счетчикам М и i прибавляются единицы.

Проверяется условие t>N\. Если условие выполняется, переходят к и. 9, если нет, — к п. 2.

Проверяется условие И>А5. Если условие выполняется, переходят к п. 10, если нет,— к п. 11.

Проверяется исправность работы регулятора температуры. При устранении неисправности возврат к п. 2.

Проверяется условие р1^А6. Если условие выполняется, переходят к п. 12, если нет, — к п. 13.

Проверяется исправность работы регулятора уровня в емкости £-1. Если причина неисправности устранена, переходят к п. 2.

Проверяется исправность работы регулятора уровня в сепараторе С-2. При устранении неисправности возврат к п. 2.

Формирование номеров датчика Л4 = Л4 + 1; t = Z+l.

Проверка условия р^.М2. Если, условие выполняется, переходят к п. 11, если нет, — к п. 2.

Формирование номеров датчика M = M+1; i=t+l.

Проверяется условие Cy>7V3. Если условие выполняется, переходят к п. 9, если нет, — к п. 2.

Формирование номеров датчика Л4 = Л4+1; t = i+l.

Проверяется условие Qr^N4. Если условие выполняется, переходят к п. 20, если нет, — к п. 2.

Проверяется исправность работы регулятора расхода. При устранении неисправности переход к п. 21.

Проверяется работа клапана на входе газа в Г-1. При устранении неисправности работы клапана возврат к п. 2.

В счетчик г снова заносится 1, переход к п. 23.

К счетчику / прибавляется 1, переход к п. 24.

Проверяется условие j>D. Если условие не выполняется, переходят к п. 2, если да, — к п. 25.

Конец алгоритма.

УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ КОНДЕНСАТА

На УПК требуется определить качество подготовки конденсата на выходе из технологической линии, которая является измеряемой величиной, характеризующей событие.

Алгоритм обнаружения данного события заключается в периодическом измерении качества конденсата, сравнении его значения с установленной нормой ЛИ и выдачи соответствующих сигналов, например 0 и 1. При C<N 2 (С — качество конденсата) выдается сигнал 1—обнаружено событие (принижение допустимой нормы). При C^'N2 выдается сигнал 0 — событие не имеет места.

Качество управления УПК определяется детализацией событий, происходящих на установке (см. рис. 10). Все возможные

Рис. 21. Схема причинно-следственных связей технологической линии УПКРис. 21. Схема причинно-следственных связей технологической линии УПКпричины нарушений и неисправностей на каждой выделенной технологической линии установки обнаруживаются путем анализа причинно-следственных связей между возможными нарушениями на данной технологической линищ Зная причины нарушения, можно построить блок-схему причинно-следственных, связей технологической линии УПК (рис. 21).

Рис. 21. Схема причинно-следственных связей технологической линии УПК

Рис. 21. Схема причинно-следственных связей технологической линии УПК

Исходными величинами в построенной схеме являются качество конденсата на выходе конденсата из технологической линии С и расход конденсата QK. Недопустимый режим — отклонение хотя бы одной

из указанных величин от своих нормированных значений Nt.

Так, отклонение расхода конденсата от своей нормы АН определяется неисправной работой насосов установки.

Изменение качества конденсата ^C<N 2) определяется уменьшением уровня ^H<N3) конденсата в разделителе р—16 или уменьшением давления в этой емкости ^p<_N4). Эти причины объясняются неисправной работой регулятора уровня, воздействующего на регулирующий пневматический клапан 16, расположенный на стоке конденсата из р—16. В случае неисправности регулятора следует перейти на ручное управление этим клапаном.

При работе алгоритма необходимы следующие данные. Номер датчика, с которого начинается опрос на УПК АР. Номер линии, с которой начинается сбор информации £°- Число технологических линий на УПК D.

При работе алгоритма используются следующие счетчики.

Счетчик действительных номеров технологических линий УПК L.

Счетчик числа технологических линий УПК /.

Счетчик действительных номеров датчиков М.

Счетчик числа датчиков г.

Анализ причин нарушений на УПК осуществляется по следующему алгоритму.

В счетчик М записывается значение М°, в счетчик I—1, в счетчик L—L0, в счетчик /—1.

Опрос датчика по данному адресу.

Проверяется условие Z=l. Если условие выполняется, переходят к п. 5, если нет, — к п. 4.

Проверяется условие Z = 2. Если условие выполняется, переходят к п. 10, если нет, — к п. 13.

Формирование номеров датчика Л1 = Л4+1; Z=Z+1. Переход, к п. 6.

Проверяется условие C<N2. Если условие выполняется,, переходят к п. 7, если нет, — к п. 2.

Проверяется условие H<^N 3. Если условие выполняется,, переходят к п. 8, если нет, — к п. 9.

Проверяется исправность работы регулятора уровня. При устранении неисправности возврат к п. 2.

Проверяется условие p<N 4. Если условие выполняется, переходят к п. 8, если нет, — к п. 2.

Формируются номера датчика Л4 = Л14-1; i = i-Vl. Переход кп. И.

Проверяется условие QK^NL Если условие выполняется, переходят к п. 12, если нет, — к п. 2.

Проверка исправности работы насоса Н. Если неисправность устранена, возврат к п. 2.

В счетчик Z снова заносится 1. Переход к п. 14.

К счетчику / прибавляется 1. Переход к п. 15.

Проверяется условие j>D. Если условие не выполняется, переходят к п. 2, если условие соблюдено, — к п. 16.

Конец алгоритма.

УСТАНОВКА СТАБИЛИЗАЦИИ КОНДЕНСАТА

Качество управления УСК определяется детализацией событий, происходящих на установке. Все возможные причины нарушений и неисправностей на технологической линии установки обнаруживаются путем анализа причинно-следственных связей между возможными нарушениями на данной технологической линии (см. рис. 11). Зная причины нарушения, можно построить схему причинно-следственных связей УСК (рис. 22).

Исходными величинами в построенной схеме являются давление конденсата р и расход конденсата на выходе технологической линии QK. Недопустимый режим работы установки — отклонение хотя бы одной из величин от своих нормированных значений N^

Изменение расхода (QK^^2) относительно заданного уровня объясняется неисправной работой насоса НА или изменением уровня конденсата в емкости £-1 (H^N3^, что в свою очередь определяется неисправной работой регулятора уровня в емкости £-1, воздействующего на регулирующий пневматический клапан 35, расположенный на линии выхода конденсата из на-

Рис. 22. Схема причинно-следственных связей технологической линииУСКРис. 22. Схема причинно-следственных связей технологической линииУСКcoca НА. В случае неисправности регулятора расхода следует перейти на ручное управление клапаном.

Рис. 22. Схема причинно-следственных связей технологической линии

УСК

Рис. 22. Схема причинно-следственных связей технологической линии

УСК

Аналогично ются причины мого изменения

анализиру- недопусти- давления выходеанализиру- недопусти- давления выходеконденсата с УСК.конденсата с УСК.нанаДля работы необходимы данные.

анализиру- недопусти- давления выходе

анализиру- недопусти- давления выходе

конденсата с УСК.

конденсата с УСК.

на

на

алгоритма следующиеалгоритма следующиеНомер датчика, с которого начинается опрос на УСК М°.

алгоритма следующие

алгоритма следующие

Счетчик действительных номеров датчиков М.

Счетчик числа датчиков L

Анализ причин нарушений по УСК осуществляется по следующему алгоритму.

В счетчик М заносятся значения М°, в счетчик i—1.

Опрос по данному адресу.

Проверяется условие i = l. Если условие выполняется, переходят к п. 5, если нет, — к п. 4.

Проверяется условие г = 2. Если условие выполняется, переходят к п. 10, если нет, ■— к п. 12.

Формирование номера датчика Af = Al + l; i = i-vA. Переход к п. 6.

Проверка условия p^N 1. Если условие выполняется, переходят к п. 7, если нет, — к п. 2.

Проверяется условие H^NS. Если условие выполняется, переходят к п. 8, если нет, — к п. 9.

Проверяется исправность работы регулятора условия. Если неисправность устранена, возврат к п. 2.

Проверяется исправность работы насоса Н-1. При устранении неисправности переход к п. 2.

Формирование номера датчика М = М+1; i = i+l. Переход кп. 11.

Проверяется условие Qt;^N2. Если условие выполняется, переходят к п. 7, если нет, — к п. 2.

Конец алгоритма.

УСТАНОВКА РЕГЕНЕРАЦИИ ДИЭТИЛЕНГЛИКОЛЯ

Зная причины нарушений, можно также построить блок-схему причинно-следственных связей технологической линии УРД.

Исходными величинами для построения схемы являются концентрация регенерированного раствора ДЭГа С и расход ДЭГа на выходе технологической линии Qr. Недопустимый режим работы установки — отклонение хотя бы одной из указанных величин от своих нормированных значений Nt.

Так, отклонение расхода регенерированного раствора ДЭГа относительно своей нормы N1 определяется неисправной работой насосов Я-1, а изменение концентрации ДЭГа

Рис. 23. Схема причинно-следственных связей технологической линииУРДРис. 23. Схема причинно-следственных связей технологической линииУРДотносительно своего норми

Рис. 23. Схема причинно-следственных связей технологической линии

УРД

Рис. 23. Схема причинно-следственных связей технологической линии

УРД

рованного значения N2 определяется уменьшением температуры топливного газа, подаваемого в огневой испаритель Я-1, что в свою очередь зависит от качественной работы регулятора температуры, воздействующего на подачу топливного газа в Я-1. В случае неисправности регулятора следует перейти на ручное управление клапаном 5.

Для работы алгоритма необходимы следующие данные.

Номер линии, с которой начинается сбор информации L0. Число технологических линий на УРД D.

При работе алгоритма используются следующие счетчики.

Счетчик действительных номеров технологических линий УРД L.

Счетчик числа технологических линий /.

Счетчик действительных номеров датчиков М.

Счетчик числа датчиков I.

Циклический опрос на УРД осуществляется по следующему алгоритму.

В счетчик М записывается значение М°, в счетчик L—L0, в счетчик I—1, в счетчик j—1.

Опрос датчика по данному адресу.

Проверяется условие /=1. Если условие выполняется, переходят к п. 5, если нет, — к п. 4.

Проверяется условие 1 = 2. Если условие выполняется, переходят к п. 8, если нет, —к п. 12.

Формирование номеров датчика М=М+1; /=Д-Ц.

Проверяется условие C<N2. Если условие выполняется, то переходят к п. 7, если нет, — к п. 2.

Проверяется исправность работы насосов НА. Если исправность устранена, возврат к п. 2.

Формирование номеров датчика Л4 = Л1 + 1; / = /+1.

Проверяется условие C<N 2. Если условие выполняется, переходят к п. 10, если нет, — к п. 2.

Проверяется условие t<N 3. Если условие выполняется, переходят к п. 11, если нет, — к п. 2.

Проверяется исправность работы регулятора. Если неисправность устранена, возврат к п. 2.

В счетчик i снова заносится 1. Переход к п. 13.

К счетчику / прибавляется 1. Переход к п. 14.

Проверяется условие j>D. Если условие не выполняется, переходят к п. 2, если выполняется, — к п. 15.

Конец алгоритма.

Глава III

РЕГУЛИРОВАНИЕ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

АНАЛИЗ ЗАДАЧ РЕГУЛИРОВАНИЯ

И МЕТОДЫ ИХ РЕШЕНИЯ

Регулирование технологических процессов объектов ГДП— элемент управления, включающий выбор (по результатам расчета) вариантов режимов эксплуатации, обеспечивающих повышение эффективности процессов добычи и подготовки газа и газового конденсата и улучшение его технико-экономических показателей.

Повышение эффективности основного производства ГДП достигается за счет автоматизированных расчетов на ЭВМ технологических режимов работы оборудования и выбора наиболее рациональных режимов эксплуатации промысловых объектов. Использование ЭВМ для регулирования технологических процессов позволяет уточнить расчеты сменного диспетчера и значительно увеличить их объем, что является промежуточным этапом внедрения оптимальных систем управления и служит предпосылкой успешного освоения сменным диспетчером необходимых навыков работы при переходе к решению задач оптимизации [38].

Регулирование технологических процессов добычи и подготовки газа предусматривает стабилизацию параметров процессов, для чего используются системы автоматического регулирования давлений, температур, соотношений технологических потоков, качественных показателей газа и конденсата. Задания для регулирования выбираются на основе решения задач расчета технологических режимов. Этот комплекс задач состоит из локальных задач рационального распределения нагрузки и расчета рациональных режимов работы технологического оборудования, решаемых на конкретных технологических установках, обеспечивающих добычу и подготовку газа и конденсата к транспорту. Решение задач оперативного регулирования режимов работы объектов основного производства дает информационную основу для последующего решения задач оптимизации режимов работы объектов добычи и подготовки газа к транспорту, заключающейся в выборе и поддержании наивыгоднейших технологических

параметров процессов. Этот выбор осуществляется путем использования технологических расчетов, основанных на изучении существующих закономерностей этих процессов.

РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Регулирование технологических режимов работы скважин заключается в определении текущих термодинамических параметров газового потока в стволе и на головке скважины при, различных отборах газа из скважины. Знание этих параметров необходимо для регулирования процессов добычи газа, а также для задания и проведения расчетов работы наземного газопромыслового оборудования (газосборной сети и УКПГ). Расчет технологических режимов работы скважин осуществляется на основании данных о параметрах пласта, характеристиках призабойной зоны и ствола скважины.

Результаты решения задач — термодинамические параметры газового потока (давление, температура, удельная теплоемкость газа и т. д.) на головке скважины.

РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ГАЗОСБОРНЫХ ШЛЕЙФОВ

Регулирование технологических режимов эксплуатации шлейфов выполняется с целью изменения температуры и давления газового потока по длине шлейфов при различных режимах отбора газа из скважины. Данный расчет позволяет рассчитывать не только температурные и гидравлические режимы работы шлейфов и определять потери давления и температуры газа в шлейфах, но и термодинамические параметры газового потока на входе в УКПГ, что необходимо для задания и проведения расчетов режимов работы установок НТС.

При расчете технологических режимов работы газосборных шлейфов необходимо знать термодинамические параметры газового потока на головке скважины.

Результаты расчетов технологических режимов работы газосборных шлейфов — термодинамические параметры газового потока на входе в УКПГ или ГС, а также температурные и гидравлические потери, в шлейфах.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ

НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ

Регулирование технологических режимов работы линии подготовки газа на УКПГ или ГС заключается в определении текущих термодинамических параметров, характеризующих режимы работы УНТС, и проводится с целью выбора таких режимов, которые обеспечивали бы наиболее высокие технологические и

экономические показатели процесса подготовки газа при различных режимах работы УКПГ или ГС.

Для проведения расчета необходимо знать расход газа через УНТС, состав газа, поступающего на УКПГ или ГС, а также давление и температуру газовой смеси на входе технологической линии и на каждой ступени сепарации. Исходными данными для проведения расчета служат термодинамические параметры газовой смеси. В результате расчетов определяются фактические температуры, объемы и составы всех потоков технологических линий, позволяющие выбрать наиболее рациональные режимы эксплуатации УНТС.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ

ПРОЦЕССА ПОДГОТОВКИ КОНДЕНСАТА

Задача регулирования технологических режимов процесса подготовки конденсата сводится к определению таких промысловых условий, которые позволяют получать максимальный выход конденсата определенного качества. Это достигается за счет применения математической модели процесса подготовки конденсата в алгоритме расчета данной задачи. В качестве входной информации используются давления газожидкостной смеси на входе в установку, давления в конденсатных и газовых линиях каждого блока разделителя, уровни слива конденсата и воды, плотности конденсата, газа выветривания и воды на выходе из блока разделителя. Результат решения задачи — определение технологических регулируемых параметров, обеспечивающих максимальный выход конденсата.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ

ПРОЦЕССА СТАБИЛИЗАЦИИ КОНДЕНСАТА .

Решение данной задачи предусматривает определение максимального выхода стабильного конденсата на выходе из УСК при заданных технологических ограничениях. Это достигается минимизацией потерь тяжелых фракций углеводородов на выходе из газовых линий блоков дегазации для УСК методом ступенчатости дегазации, а также минимизацией отношения расходов поступающей смеси и стабильного конденсата для УСК в ректификационной колонне. Разработанные алгоритмы позволяют определить регулируемые параметры, которые позволяют решить сформулированные задачи.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ПРОЦЕССА РЕГЕНЕРАЦИИ ИНГИБИТОРА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ

Решение данной задачи для регенерации как ДЭГа, так и метанола заключается в определении технологических параметров, позволяющих получать максимально возможный выход

регенерированного раствора ингибитора гидратообразования. Алгоритмы расчетов процессов регенерации ДЭГа и метанола представляют собой последовательности расчетов переменных процессов по уравнениям соответствующих математических моделей.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

ГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ

Регулирование производительности ГДП—основная задача, позволяющая при помощи соответствующей системы мер так управлять производительностью отдельных УКПГ и ГДП в целом, чтобы поддерживать заданную производительность ГДП.

Запланированный отбор газа из газоносного пласта теоретически постоянен в течение сравнительно длительного периода (квартал, месяц) и не может служить критерием контроля за количеством и качеством подачи газа в МГ. Отбор газа изменяется в силу различных случайных причин, зависящих от характера потребления, от времени года (сезонной неравномерности), от времени суток (суточной неравномерности).

Кроме того, к причинам изменения отбора газа относятся образование препятствий в промысловых газосборных сетях (гидратов, скоплений воды и газоконденсата), отключение или подключение отдельных скважин, переключение газосборных коллекторов и т. д., которые приводят к колебаниям количества газа, отбираемого из пласта.

При изменении режима отбора меняется давление газа в газосборном коллекторе и диспетчер ГДП дает указания операторам открыть или закрыть отдельные скважины, специально выделенные геологической службой промысла.

РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ

ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Результаты решения данной задачи позволяют определить значение параметров технологического процесса добычи газа при текущей эксплуатации и предсказать возможные режимы работы скважин.

Результаты, полученные при решении данной задачи (давления и температуры газа на головках скважин при различных отборах газа), для операторов УКПГ служат режимными заданиями, которые, будучи сведены в таблицы, представляют собой режимные карты, где каждому отбору газа из скважины соответствуют определенные давления и температуры на головке скважины. С помощью таких режимных карт оператор УКПГ, управляющий технологическим процессом подготовки газа и получающий сведения о текущих давлениях и температурах газового потока на головке скважины, снимаемых с помощью

КИП, может контролировать режимы работы скважин [59, 71].

Режимы работы скважин считаются нормальными, если давления и температуры изменяются в допустимых пределах. В том случае, если резко нарушается режим работы скважины, оператор УКПГ отключает ее и ставит на замер. По результату замера рассчитывают текущие термодинамические параметры газового потока по стволу и на головке скважины с целью определения причины резкого изменения давления и температуры газа на головке скважины (нарушение режима работы скважины вследствие загидрачивания призабойной зоны ствола скважины или шлейфа, утечки газа из шлейфа и т. д. или в результате выхода из строя КИП, установленных на головке скважины).

Таким образом, зная геолого-технические условия работы скважин, можно с помощью таких прогнозных расчетов вычислить рабочие режимы, которые могут быть достигнуты при различных отборах газа, а также определить причину нарушения режимов работы скважин.

В качестве входной оперативной информации, поступающей с каждой УКПГ в производственно-диспетчерскую службу (ПДС), используются данные о дебитах и продолжительности работы скважин, поставленных на замер, с целью выяснения причины нарушения режима работы. В качестве входной информации служат также статистические данные о давлениях и температурах газового потока на головках скважин для соответствующих отборов газа, собираемые с помощью средств автоматики и накапливаемые на УКПГ за время, проходящее между двумя пересчетами режимных таблиц (один-два месяца). Эти данные используются для поправочных расчетов, проводимых с целью уточнения (коррекции) коэффициентов модели, по которой проводятся прогнозные расчеты для составления режимных таблиц.

Результаты проводимых расчетов не дублируются результатами измерений, полученных с помощью КИП. Измерения служат для того, чтобы подтвердить правильность математических выражений и получаемых результатов расчетов и скорректировать их, когда имеются отклонения. Другими словами, измерения служат для подтверждения правильности предсказанных результатов и в некоторых случаях для улучшения алгоритма предсказания.

В данной задаче статистический материал о давлениях и температурах газового потока на головках скважин, измеренных при различных отборах газа, накапливается с целью коррекции коэффициента гидравлического сопротивления ствола скважины.

Выходная оперативная информация, получаемая в результате решения данной задачи, — давления и температуры газа на головках скважин, рассчитанные при различных отборах. Эти данные поступают к дежурному оператору УКПГ в виде режим-

ных таблиц, составленных на срок от одного до двух месяцев. Кроме того, в случае нарушения режима работы той или иной скважины осуществляется расчет режима ее работы для текущего отбора газа, в результате которого определяются давление и температура газового потока на забое и на головке скважины, а также рассчитываются условия гидратообразования с целью проверки возможности образования гидратной пробки.

При уточнении коэффициентов гидравлического сопротивления скважин на основании собранных статистических данных о режимных параметрах, характеризующих работу скважин, проводится их расчет. По результатам расчета формируется сводная таблица коэффициентов гидравлического сопротивления по скважинам.

■ Алгоритм решения задачи регулирования технологических режимов работы скважин в процессе нормальной эксплуатации состоит из трех независимых этапов.

Перспективный расчет давлений и температур газового потока на устье скважин для различных отборов газа (составление режимных таблиц).

Расчет текущих термодинамических параметров газового потока по стволу скважины при нарушении режима ее работы и определение условий гидратообразования.

Коррекция алгоритма расчета давлений и температур на устье скважин (пересчет коэффициентов гидравлического сопротивления).

АЛГОРИТМ РАСЧЕТА ДАВЛЕНИЙ И ТЕМПЕРАТУР

ГАЗОВОГО ПОТОКА НА УСТЬЕ СКВАЖИН

ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ ОТБОРОВ ГАЗА

Для вычисления устьевых параметров газа необходимо иметь достоверные данные о параметрах пласта, призабойной зоны и ствола скважины. Кроме того, в процессе расчетов режимов работы скважин наряду со знанием исходных параметров необходимо быстро и с достаточной для практических целей точностью определять при различных давлениях и температурах удельную теплоемкость газа, дифференциальный дроссель- эффект и коэффициент сверхсжимаемости.

Сложность вычисления давления и температуры газа на устье работающей скважины заключается в том, что для их определения необходимо использовать средние по стволу скважины давление рср, температуру /ср, коэффициент сверхсжимаемости zcp, удельную теплоемкость газа ср ср, которые заранее неизвестны и изменяются в процессе работы скважины. Поэтому для проведения расчетов первоначально задаются приближенными значениями рср и /ср, с которых и начинают вычисление устьевых параметров.

Расчет ведется по циклическому алгоритму, основанному на

методе итераций, который заключается в том, что на каждом последующем шаге вычислений новые, более точные давление и температура газа на устье скважины определяются по давлению и температуре, полученным на предыдущем шаге.

На каждом новом цикле вычислений по полученным на предыдущем цикле устьевым параметрам определяются новые, более точные средние по стволу скважины параметры газа: рср, Тср, ср ср, ^ср, а также уточняются сами устьевые параметры. В конце каждого цикла проверяется точность вычисления устьевых параметров, новые параметры сравниваются с полученными на предыдущем шаге вычислений.

Расчет заканчивается при достижении заданной точности вычисления устьевых параметров.

Алгоритмы расчета удельной теплоемкости, дроссель-эффекта и коэффициента сверхсжимаемости входят в алгоритм расчета устьевых параметров в виде отдельных блоков и могут быть использованы самостоятельно при решении других задач расчета рациональных технологических режимов работы объектов промысловой подготовки газа.

Порядок расчета.

Ввод исходных данных.

Для заданного отбора газа Qrj (в тыс. м3/сут), установленного для 1-й скважины, определяется забойное давление Рзаб"

Рзаб ij = VРпл i (PtQrj + ^iQr /) ,

где z— номер скважины, i=l, 2, ..., n; р^ — пластовое давление, МПа; a, b— коэффициенты призабойной зоны скважины; / — диапазон отборов газа из скважин, /=1, 2, ..., т.

Определяется удельная теплоемкость газа ср пл при пластовых условиях рпл и 7ПЛ [36, 76].

Определяется величина дроссель-эффекта D^ [37].

Рассчитывается падение температуры газа в призабойной зоне i-й скважины вследствие эффекта Джоуля — Томсона

lg М +lg М +GjCpTi

lg М +

lg М +

^ а — ^г (Рпл Рзаб ij)„

Г с i

где Рпл — Рзаб ij_— депрессия на забое работающей скважины, МПа; Gj = 53,9 pQrj — весовой расход газа, кг/ч; р — относительная плотность газа; Тг — продолжительность работы скважин, ч; Нэ — эффективная мощность пласта, м; сц — объемная теплоемкость пород; гс — радиус скважины, м; RKi — радиус контура питания i-й скважины, м.

Определяется температура газа на забое z-й скважины

Тааб-и, которая меньше пластовой температуры газа на величину падения температуры вследствие дроссель-эффекта в призабойной зоне

^заб а = ^пл — ^Тц.

Задаются начальными условиями для расчета давления и температуры на устье t-й скважины

Руо И Рзаб ij> ^Уои " ^гр»

где руОц—устьевое давление, МПа; ГуОг, — устьевая температура, °C; ТГР— температура грунта на глубине пояса постоянных температур, °C.

Определяются средние по стволу i-й скважины давление и температура газа:

Рср Ц (Рзаб Ц “Ь Руо ij)/2,

^ср а " (^заб гз ^УО ij)/2-

Зная критические параметры ркр и 7кр для газа с относительной ПЛОТНОСТЬЮ р И используя вычисленные Рсргз и Tcpij, определяют приближенно коэффициент сверхсжимаемости газа 2ср-

Используя вычисленное ранее забойное давление рзабц и приближенные tcpij и 2ср, рассчитывают приближенное устьевое давление Ру^-, которое меньше забойного давления на величину потерь давления на трение движущегося газа о стенки скважины:

Ру ij — I/ Рзаб 1/еn5,2— е

где

Sf = 0,03415pLcZ/zcpTcp 4у,

ОЭфг — эффективный диаметр труб, см; РЭф г = ^вн г — при эксплуатации по фонтанным трубам; Рэфг= VР; — & — при эксплу- атации по затрубному пространству; Рэф t = р^D^ — tfe + & t — при одновременной эксплуатации; Lc — глубина скважины, м; dBH— внутренний диаметр фонтанных труб, см; Р^ — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, см; dH— наружный диаметр фонтанных труб, см.

И. Рассчитывается приближенная удельная теплоемкость газа срц для средних по стволу скважины давления РсрМ и температуры 7СРо--

'Рассчитывается приближенный дроссель-эффект D^ для Рср гз И Тер

Рассчитывается устьевая температура газа Туц, которая

определяется по формуле, описывающей распределение температуры газа по стволу работающей скважины.

На температуру газа, движущегося по стволу скважины, влияет множество различных факторов — дросселирование газа в призабойной зоне и в стволе скважины, теплообмен газа с окружающими горными породами, механическая работа подъема газа, трение газа о стенки скважины и т. д. С учетом всех этих факторов выражение для определения устьевой температуры газа имеет следующий вид:

Ту „ = тгр - &ти_

aij \

п Рзаб ij ~ Ру ij ^ \

^С iср ij /

где Mij — падение температуры газа в призабойной зоне вследствие эффекта Джоуля — Томсона;

, 2лХп ,

GjCpijfi W

fi^—безразмерная функция времени, определяемая по уравнению

АМ='п(1+1/-^^);

\ V СПТс i /

Гг — средний геотермический градиент на участке от забоя до устья скважины, характеризующий приращение температуры пород с глубиной (°с/м); Л=(^пл —^гР)/(£сг —Ан.с); А — термический эквивалент работы; Л = 1/427; Ап— коэффициент теплопроводности пород; йн.с — глубина пояса постоянных температур, м.

Проверяется точность вычисления устьевых параметров для /-го отбора газа из Z-й скважины. При этом абсолютная разность между соответствующими параметрами не должна превышать заданной точности их вычисления:

Щ.?— РТч\<е<'

I Т,ц—TyJ | < е2,

где в, и 82 — заданная точность вычисления соответственно устьевых давления и температуры; q — номер шага итераций, 7=1, 2, ..., I.

Если заданная точность вычисления устьевых параметров не достигнута, вычисления продолжаются. Для этого заменяют начальные устьевые параметры в начале нового цикла вычисления, принимая за них устьевые параметры, полученные в результате предыдущего цикла их вычислений (ру ц= py^if» Ту а = ^у7/) ,

и переходят к новому циклу. При этом повторяется весь порядок вычисления устьевых параметров.

При достижении заданной точности вычисления устьевых параметров расчет заканчивается. Величины Qrj, Р^ ц и Т^ выводятся на печать.

АЛГОРИТМ РАСЧЕТА УДЕЛЬНОЙ ТЕПЛОЕМКОСТИ

ПРИРОДНОГО ГАЗА

Как известно, теплоемкость идеального газа зависит только от его температуры. Теплоемкость реального газа, кроме того, зависит и от давления cp = fl(p, Т). Определение удельной теплоемкости реального газа заключается в расчете удельной теплоемкости газа в идеальном газовом состоянии при различных температурах с последующим введением поправки на давление.

Поскольку расчет устьевой температуры связан с движением природного газа высокого давления, то методика определения удельной теплоемкости позволяет вычислить теплоемкость природного газа с учетом изменения его давления и температуры.

Удельная теплоемкость определяется из выражения

ср = ср (р, Т)/М,

где Ср(р, Т) — молярная теплоемкость природного газа при текущих термодинамических условиях р и Т;

Ср^Р, Т)=с^Т) + ^р,

с°РСО— изобарная теплоемкость идеального газа (при р->0); АСр — обобщенная поправка изобарной теплоемкости на изменение давления (корректирующий член). Значения корректирующего члена задаются графиком (таблицей) в виде функции от приведенных параметров л и, т:

л = Р/Рк^ т = Т/Тур;

Рнр ~ РкртУг> ^КР ~ ^Кр тУп

Т=1Г=1

М — молекулярная масса газа;•

R

^Ср = У ^тУп

Г=1

Ркр, Ткр — критическое давление и температура природного газа соответственно, МПа и К; уг— молярная концентрация компонентов природного газа, %; г — число компонентов природного газа.

Изобарная теплоемкость газа в идеальных условиях с® (Г) определяется из выражения

Мс" (Т)=а + Ы + сТа + dT3,

где а, b, с, d — коэффициенты уравнения, которые определяются по формулам

RR

^таза ~। атУт, ^газа ~ У ^тУт,

г—1г=1

RR

^газа У ^тУг, ^газа ~ У ^гУт •

г=1г=1

Порядок расчета следующий.

Ввод исходных данных.

По составу природного газа ут или по его относительной плотности р для текущих давлений р и температуры Т опреде- ляют приведенные параметры природного газа: л = р{ркр; •Г=т/ткр.

Определяются коэффициенты a, b, с, d уравнения для вычисления изобарной теплоемкости газа в идеальных условиях.

Рассчитывают молярную изобарную теплоемкость природного газа в идеальном газовом состоянии:

_о,Тх (a^bT^-c'P-V-d'P)

Вычисляется обобщенная поправка изобарной теплоемкости (корректирующий член) Аср(р, Т) как функция приведенных параметров газа лит.

Вычисляется молярная теплоемкость газа при текущих термодинамических параметрах р и Т.

сР (р, Т) = с°р (Т) + кср.

Определяется удельная теплоемкость природного газа

_ С° (Г) + Дср _ Ср (р, Г)мм '

На этом расчет заканчивается. Величины молярной теплоемкости Ср(р, Т) и удельной теплоемкости ср выводятся на печать.

АЛГОРИТМ РАСЧЕТА ПРОЦЕССА ДРОССЕЛИРОВАНИЯ

ПРИРОДНОГО ГАЗА (КОЭФФИЦИЕНТА ДЖОУЛЯ — ТОМСОНА)

Расчет заключается в определении дифференциального дрос- сель-эффекта О{ = ^(р, Т), характеризующего понижение температуры природного газа при снижении давления.

Дифференциальный коэффициент Джоуля — Томсона Di = =к(р> Т) представляет собой изменение температуры газа при бесконечно малом изменении давления. Поскольку в промысловой практике всегда имеет место некоторый конечный перепад давления, то дифференциальным коэффициентом обычно счита-

ется величина понижения температуры газа при изменении его давления на 0,1013 МПа.

Вычисление величины дроссель-эффекта необходимо для определения температуры газа после дросселирования не только при расчете режимов работы скважины, но и для термодинамических расчетов шлейфов и внутрипромысловых коллекторов, УКПГ.

Дифференциальный коэффициент Джоуля — Томсона можно определить как

Di — ^Kp8(Pnp, ^пр)/Ркрср^,

где е(рцр, ТПр)—обобщенная функция Джоуля — Томсона, задаваемая в виде графика в зависимости от приведенных давления рПр и температуры Тщ,:

е(Рпр> ^пр) = Рпр^^р/^пр»

Рпр, Тпр — приведенные термодинамические параметры газа: Рпр=Р/РкР; тпр = т/тКр.

Коэффициент Джоуля — Томсона можно вычислить из выражения

^кр / Ри^МСр \

Л Ркр \ Тпр /

При этом используются удельная теплоемкость ср и молекулярная масса природного газа М, получаемые при расчете удельной теплоемкости природного газа.

Порядок расчета следующий.

Ввод исходных данных.

Определяются приведенные давления и температуры природного газа.

Вычисляется молярная теплоемкость газа ср(р, Т) при текущих термодинамических параметрах р и Т.

Вычисляется удельная теплоемкость газа ср.

Вычисляется дифференциальный дроссель-эффект.

Ткр / РщМСр \

D- = ^кр ' Гпр ' Ср^Р» Т)

На этом расчет дифференциального дроссель-эффекта заканчивается. Величина дифференциального дроссель-эффекта Dt выводится на печать.

АЛГОРИТМ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА СВЕРХСЖИМАЕМОСТИ

Коэффициент сверхсжимаемости z зависит от термодинамических параметров газовой смеси (давления р и температуры Т) и от ее состава уг (где г=1, 2, ..., R компонент).

Влияние состава газа, характеристикой которого может служить относительная плотность газа р, учитывается только формой масштабирования давления и температуры, т. е. для нахождения приведенных термодинамических параметров газа.

Предлагаемый алгоритм расчета коэффициента сверхсжимаемости позволяет определить 2 = f3(pnp, 7пр) в интервале 0,2< ^Рпр^8, что вполне удовлетворяет практическим расчетам.

Порядок расчета.

Ввод исходных данных.

Определяются приведенные параметры газа рпр и 7пр.

Определяется, в каком интервале заключено значение приведенного давления рпр.

Рассчитывается коэффициент сверхсжимаемости по одной из приведенных формул в зависимости от выбранного интервала.

Для 0,2 < рПр <2,0

z^^ + ^Pnp, где

^ = 0,974 + 0,0179637^ — 0,003377^;

+ = — 0,741181 + 0,6596357пр — 0,1502877^.

Для 2,0+рПр <5,0

= + + а2рпр + о3р2р, где

ах = 1,040245 — 0,0096767пр;

а2 = — 1,016432 + 0,8694537пр — 0,192577пР;

а3 = 0,163021 — 0,1459367пр + 0,03394367^.

Для 5,0 < Рпр <8,0

2=^ + ^,

где

ах = - 1,99986 + 2,4575077пр - 0,533217^;

^ = — 0,340529 — 0,2810757пр + 0,0638987^.

Здесь Тир — приведенная температура газа, К-

На этом расчет коэффициента сверхсжимаемости заканчивается. Значение коэффициента сверхсжимаемости г выводится на печать.

АЛГОРИТМ РАСЧЕТА

ТЕКУЩИХ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

ГАЗОВОГО ПОТОКА ПО СТВОЛУ СКВАЖИНЫ

ПРИ НАРУШЕНИИ РЕЖИМА ЕЕ РАБОТЫ

И ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВИЙ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ

Расчет текущих термодинамических параметров газового потока по стволу скважины при нарушении режима ее работы проводится по тому же алгоритму, что и перспективный расчет давлений и температур газового потока на устье скважин для различных отборов газа. В результате расчета вычисляются давления и температуры на забое (рзабгь ^забо), на головке (Руо> G^') скважины, поставленной на замер. Эти величины, а также величина отбора газа из скважины выводятся на печать.

По результатам расчета определяются условия гидратообра- зования на забое и на головке скважины. Наличие в газе парообразной и капельной влаги приводит к гидратообразованию в стволе скважины.

Для образования кристаллогидратов необходимы определенные термодинамические условия (давление и температура). Температура образования гидратов повышается с возрастанием давления и плотности газа.

Снижение давления и температуры газового потока в процессе его движения по трубам к устью скважины приводит к переходу части парообразной влаги в капельную. Молекулы газа, взаимодействуя с молекулами воды, образуют кристаллические соединения — кристаллогидраты, которые образуют гидратные пробки, забивающие трубы и снижающие пропускную способность ствола скважины.

Расчет условий гидратообразования в скважине, поставленной на замер, проводится для того, чтобы проверить, вызвано ли нарушение режима ее работы образованием гидратов в стволе скважины.

Условия гидратообразования можно определить по эмпирическим формулам Г. В. Пономарева [23], дающим достаточную для практических расчетов точность вычислений.

При положительных температурах

Гр = 18,471g рр- В*;

lgpp = 0,054 (7-р+S*).

При отрицательных температурах

Тр=—58,5 IgPp + Bl;

lgPp = 0,0171 (в;-Тр),

где В*, В* —эмпирические коэффициенты, зависящие от относительной плотности гидратообразующих компонентов.

Если в результате расчета условий гидратообразования установлено, что при данных термодинамических параметрах газового потока в стволе скважины образуются гидраты, необходимо обеспечить подачу в скважину ингибитора гидратообразования или изменить отбор газа из скважины так, чтобы термодинамические параметры газового потока вышли за пределы зоны гидратообразования и восстановился нормальный безгидратный режим работы скважины, например надо уменьшить отбор для снижения давления.

Порядок расчета условий гидратообразования.

Ввод исходных данных.

Вычисляется относительная плотность гидратообразующих компонентов газа

1 R

у г

Г=1

Определяется коэффициент В* в зависимости от р'.

Вычисляется равновесная температура гидратообразования Трц для текущего давления рзаб tj газового потока на забое скважины

Tpij ~ 18,47 1g рзаб Bij.

Вычисляется равновесная температура гидратообразования Tpij для текущего давления р^ ц газового потока на головке скважины. В качестве равновесных давлений рзаб ц и pYtj принимаются параметры, вычисленные при расчете текущих термодинамических параметров газового потока по стволу скважины.

Сравниваются равновесные температуры гидратообразования с соответствующими температурами газового потока и тем самым проверяется возможность образования гидратов. Если температура газового потока меньше или равна равновесной температуре гидратообразования, то возможно образование гидратов и необходимо принять меры для их устранения.

Если текущая температура газового потока выше равновесной температуры гидратообразования, то гидраты не образуются и режим работы скважины нарушен по другой причине, для выявления которой необходимо проводить обследования скважины и газосборной сети.

На этом расчет текущих параметров газового потока по стволу скважины при нарушении режима ее работы и определение условий гидратообразования заканчиваются. Величины Qv ip ^заб г‘Д -^Р 17, Рзаб ip ^yih ^р ip Ру ij ВЫВОДЯТСЯ НЭ Печать.

из-из-8 Зак. 1437

из-

из-

КОРРЕКЦИЯ АЛГОРИТМА РАСЧЕТА

ДАВЛЕНИИ И ТЕМПЕРАТУР НА УСТЬЕ СКВАЖИН

(ПЕРЕСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТОВ

ГИДРАВЛИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ)

В результате эксплуатации скважин в течение длительного времени изменяются геолого-технические условия ее работы (коэффициенты сопротивления призабойной зоны и коэффициент гидравлического сопротивления ствола скважины), уточняются теплоемкость и теплопроводность пород и т. д. Все это приводит к тому, что изменяются численные значения этих коэффициентов, входящих в выражения для вычисления давлений и температур на устье скважин. Поэтому возникает необходимость коррекции алгоритма расчета давлений и температур газового потока на устье скважин для различных отборов газа.

Наиболее существенное влияние на точность расчетов оказывает коэффициент гидравлического сопротивления ствола скважины. В связи с этим предлагается алгоритм расчета коэффициента гидравлического сопротивления, который проводится на основании статистической информации, собранной по результатам замеров устьевых параметров.

Коэффициент гидравлического сопротивления Хс зависит от различных факторов

Хс = / (Re, е, р, Fr, We, р, р),

где Re — критерий Рейнольдса для газового потока; е — коэффициент относительной шероховатости; р— концентрация компонентов в газе; Fr —критерий Фруда; We — критерий Вебера; р, — приведенная вязкость; р — относительная плотность.

Использование для практических расчетов существующих экспериментальных и теоретических формул для определения коэффициента гидравлического сопротивления при движении газоконденсатной смеси по стволу скважины осложнено тем, что в каждую из этих формул входят параметры, определение которых связано с большими трудностями и в большой степени зависит от условий работы и конструкции скважины.

Все это приводит к тому, что общий коэффициент гидравлического сопротивления удобнее всего находить, используя результаты исследования скважин по следующей формуле:

_2_2 1 за<Рзаб Ру уу_2_2 1 за<Рзаб Ру уу010683р^"

_2_2 1 за<

Рзаб Ру уу

_2_2 1 за<

Рзаб Ру уу

lc= 50,0155 —lc= 50,0155 —Zcp“

lc= 50,0155 —

lc= 50,0155 —

,Т2Х тХ

( 1 заб j _ / Тзаб \ zcpa

А Гу /.

(zCpa— 0,03415-рсм) D^F2pCM

(Gr + G.»)2-^^’

где Gr — весовой расход газа; Ож— весовой расход жидкости; F — площадь поперечного сечения фонтанных труб;

F — лт?Вн/4;

Рем — относительная плотность смеси; а= (Тзаб — Ty)/Lc — температурный градиент.

Таким образом, по замеренным параметрам Gr, Ож, рзаб, ^заб, ру, Ту можно найти истинный коэффициент гидравлического сопротивления Хс для действующей скважины.

Порядок расчета.

Ввод исходных данных.

Для давлений и температур газового потока на забое* (Рзабгд taa6i^ и устье (ру ц, /у tj), измеренных для /-го отбора газа на /-й скважине, определяются средние давление и температура в стволе скважины pcPij и /Сри-

Для вычисленных рсРгз и /Ср ij определяется средний по- стволу скважины коэффициент сверхсжимаемости 2ср.

Рассчитывается коэффициент гидравлического сопротивления Хсг-

На этом расчет заканчивается. Коэффициент гидравлического сопротивления Xd выводится на печать.

РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ГАЗОСБОРНЫХ ШЛЕЙФОВ

Для выбора технологических режимов работы УКПГ при5 различных режимах отбора газа из скважины, а также для обеспечения надежности работы газосборных шлейфов необходимо-* знать температурный и гидравлический режим работы шлейфов. Решение данной задачи позволяет рассчитать не только температурный и гидравлический режим работы шлейфов и определить потери давления и температуры газа в шлейфах, но* и давление и температуру газа на выходе из УКПГ, знание* которых необходимо для задания режимов их работы.

Результаты расчета: температурные и гидравлические потери; в шлейфе, давление и температура газа в конце шлейфа на входе в УКПГ, а также теплоемкость газа и коэффициент сверхсжимаемости.

При расчете приходится оперировать со средними по шлейфу давлением рср, температурой Гср, удельной теплоемкостью' ср ср и. коэффициентом сверхсжимаемости 2ср, которые заранее* неизвестны и меняются с течением времени и изменением режимов работы шлейфов. Поэтому расчет давления и температуры газа в конце шлейфа проводят также по циклической программе,, основанной на методе итерации.

Алгоритм решения задачи состоит из следующих этапов:.

Задаются начальные давление и температура газа в конце* шлейфа:

Ршл.кснОРшл.кснО• Т

Ршл.кснО

Ршл.кснО

шл.нач* ' шл.конО шл.нач'

Определяются средние по шлейфу давление и температура:

А» = (Ршл.нач + Ршл.ю„)/2:

Тср = <Т шл . нач + Тшл . кон)/2.

Зная критические параметры ркр и ТКР газа с относительной плотностью р и используя вычисленные средние по шлейфу давления и температуры газа рср и Гср, с помощью алгоритма рассчитывают коэффициент сверхсжимаемости.

Рассчитывается давление газа в конце шлейфа:

_ 1 / 2 ^^^^'шл^'шлР^ср^ср

Тшл.кон у ^шл.нач (ЮЗ 15)2 £2 ^5’

где Ашл — коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа:

Хшл= 1,11-0,133/4°^;

^шл— коэффициент, учитывающий влияние жидкости, содержащейся в газовом потоке:

£Шл = 1//Г+^;-

w — удельное влагосодержание газа, г/м3.

Рассчитывается удельная теплоемкость газа ср.

Рассчитывается величина дроссель-эффекта D^

Рассчитывается температура газа в конце шлейфа:

^шл.кон — Тгр + (Т'шл.нач — ^гр)^—

Di (Ршл.нач Ршл.кон)\

(1 — е ф шл), тьшл где.

__ /?лДшл0,024 ,

~ Ю2бср ’

G — массовый расход газа, кг/ч:

G = 53,9pQ.

Проверяют точность вычисления давления и температуры газа в конце шлейфа, для чего полученные параметры сравниваются с первоначально принятыми. При этом абсолютная разность между сравниваемыми параметрами не должна превышать заданной точности вычисления:

Ршл.кон i Ршл.кон(1—1) "^ ^1’

^шл.кон/Тшл.кон(1— 1) ^С ®2.

Если заданная точность вычислений не достигнута, переходят к следующему циклу итераций. Для этого заменяют начальные условия для нового цикла вычислений значениями, полученными в конце предыдущего цикла, и весь порядок расчета повторяется снова. При этом на каждом новом цикле вычислений определяются новые, более точные средние по шлейфу давление и температура, удельная теплоемкость, коэффициент сверхсжимаемости и дроссель-эффект, в результате чего уточняются давление и температура газа в конце шлейфа. В конце каждого цикла вычислений проверяется точность вычисления этих параметров.

При достижении заданной точности вычисления расчет давления и температуры газа в конце шлейфа заканчивается и определяются температурные потери в шлейфе:

^Т = Дпл.нач 7ШЛ. кон-

Определяются гидравлические потери в шлейфе

^Р — Ршл.начРшл.кон *

На этом расчет технологических режимов работы шлейфов заканчивается. Величины Qr, ршл.кон, ^шл. кон, Ар, АТ выводятся на печать.

РЕГУЛИРОВАНИЕ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ПРОЦЕССА НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ

Регулирование режимов работы НТС заключается в направленном поиске температур газоконденсатного потока по всей технологической линии, данного процесса. При этом осуществляется расчет парожидкостного равновесия и энтальпий газоконденсатного потока, в результате которого определяются агрегатные состояния потока (газ, жидкость, газожидкостная смесь), а также составы и теплосодержание газовой и жидкой фаз [47] -

Основные уравнения, используемые при описании процесса подготовки газа на технологической линии УНТС, следующие.

Уравнения фазового равновесия газоконденсатной смеси.

Уравнения материального и теплового баланса для каждого технологического аппарата линии УНТС.

Уравнения теплопередачи для теплообменников.

Решение системы алгебраических уравнений модели осуществляется с использованием метода линеаризации. При проведении расчета режимов работы технологической линии УНТС составляется и последовательно решается система уравнений тепловых балансов и теплопередач, относящихся к сепараторам С-1 и С-2, теплообменнику Г-1 и дросселю, с постепенным уточ-

(25)(25)

(25)

(25)

Рис. 24. Функциональная схема УНТС

пением термодинамических параметров газоконденсатного -потока, для чего требуется большое число приближений. Поэтому в соответствии с разработанным алгоритмом расчет проводится по циклическому принципу, при котором на каждом новом шаге вычислений уточняются температуры и составы газовой и жидкой фаз. Расчет заканчивается при достижении заданной точности вычислений.

При расчете режимов работы технологической линии УНТС ■осуществляется многократный расчет конденсации и вычисление удельных энтальпий газовой и жидкой фаз. Описание алгоритма расчета режимных параметров процесса НТС при различных нагрузках включает описание алгоритмов расчета конденсации газоконденсатного потока и расчета удельных энтальпий газовой и жидкой фаз, которые входят в основной алгоритм расчета в виде самостоятельных блоков.

Составление алгоритма регулирования технологических режимов процесса НТС базируется на математической модели данного процесса.

Построение модели процесса НТС осуществляется в соответствии с функциональной схемой установки (рис. 24), реализующей следующий порядок расчета [40].

По известным расходу, составу, давлению и температуре газоконденсатного потока, поступающего в сепаратор первой ступени технологической линии УНТС, рассчитываются конденсация газового потока в сепараторе С-1 и удельные энтальпии газовой и жидкой фаз. "При этом определяются количества и составы газовой и жидкой фаз в сепараторе С-1 при давлении Pi и температуре Гр

Рассчитывается теплосодержание газовой и жидкой фаз в сепараторе С-1:

Qn (Ръ Л) = Фи (pi, Л) + Qu (Pi, Л); Фи (Pl, Л) = ^1(P1, Т1Ж(Р1, ^1)’, Qu (Pi, T,) = Lx(Px, Tx)h>K(px, TW

Рассчитываются конденсация газоконденсатного потока и удельные энтальпии газовой и жидкой фаз на выходе из теплообменника Т-1 при давлении рх и температуре Т^.

Рассчитывается теплосодержание газовой и жидкой фаз на выходе из теплообменника Т-1:

(26)(26)Qv^^Ph 72) = Qv2 (Pi, Т^ + Ql2 (рь Тй\, Qv2(Pi, ТУ) = V2(pb Т2)НГ(Р1, ТУ);

(26)

(26)

Ql2 (Pi, 72) — ^2 (Рь 72) ^ж (Рь 72)-

Рассчитывается конденсация удельных энтальпий газовой и жидкой фаз в сепараторе второй ступени С-2 при давлении р2 и температуре Т3.

Рассчитывается теплосодержание газовой и жидкой фаз в сепараторе С-2:'

(27)(27)Сгз (Р2, 73) = Qks (р2, 73) ф- Qls (р2, ТзУ Qv3^2, 7$) = ^з(Р2, ^з)^г(Р2, 7 g);

(27)

(27)

Qls (р%, 73) = 73 (Р2, 73) ^ж (Рг, 73).

Рассчитываются конденсация и удельная энтальпия сухого газа после теплообменника 7-1 при давлении р2 и температуре 74.

Рассчитывается теплосодержание сухого газа после теплообменника 7-1.

Qv4 (р2, 74) = ^(Рг, 74)//г (р2, Т4у(28)

Рассчитывается теплосодержание сухого газа на выходе из технологической линии УНТС при давлении р2 и температуре 75:

Qvs (р2, Т^ = QV4 (р2, 7^) -J- Qva (р2, Тзу(29)

Составляется уравнение теплового баланса для сепаратора первой ступени С-1 и находится разбаланс fy.

fi — Qn(Рь 7T) Qvi (ръ ТУ) Qli (Px, ТУ).

Составляется уравнение теплового баланса для теплообменника 7-1 и находится разбаланс 1г.

fz~Qvi (Pi, ТУ) + Qvs (ро, ТУ) Qr2 (ръ ТУ) Qr4 (р21 ТУ).

Составляется уравнение теплопередачи теплообменника 7-1 и находится разбаланс f3.

h = Qv» 1рг, T.) -QV1 (рг, T„) -.

In 4/ 4) Ш (г2 '— 73)

Составляется уравнение теплового баланса для дросселя и находится разбаланс ft.

fi = Qr2 (Pi, 7"2) Qr3 (Р2» 73).

Составляется уравнение теплового баланса для сепаратора С-2 и находится разбаланс f^.

fa — Qr3 (Ph 73) Qva (p2, 73) Qls (p2, 73).

Проверяется точность вычислений температур газоконденсатного потока по технологической линии УНТС. При этом проверяется выполнение условия

max | Ырь Tj) | <е; /= 1, 2, . . .,5.

Если абсолютные значения функций разбалансов f, определяющих меру невыполнения тепловых балансов и теплопередач, удовлетворяют данной точности их вычисления, т. е. тах|Д(рд, Tj)|^e, то расчет заканчивается, так как в этом случае температуры и объемы всех потоков таковы, что выполняются все уравнения фазового равновесия, материального и теплового баланса. Если нет, то определяются новые, более точные температуры всех потоков:

Tj-Tj + UTj,(30)

где ATj — температурная поправка, 7=1, 2, ..., 6.

После этого расчет повторяется вновь.

В уравнениях (25) — (30) применены следующие обозначения: Qrj — теплосодержание газожидкостной смеси, кДж; Qvj— теплосодержание газовой фазы, кДж; QLj— теплосодержание жидкой фазы, кДж; Vj — доля газовой фазы в смеси, моль; Lj— доля жидкой фазы в смеси, моль; Нт— удельная энтальпия газовой фазы; Аж— удельная энтальпия жидкой фазы; kj— коэффициент теплопередачи теплообменника, кДж/м2 К; S — поверхность теплообмена теплообменника, м2; pj, Tj — соответственно давление (в МПа) и температура (в К) в /-й точке контроля.

Для вычисления истинных значений температурных поправок АТ, последовательно пять раз проводится расчет теплосодержания и тепловых балансов, при этом температура каждого потока поочередно изменяется на 0,5° С.

В результате после первого расчета будут вычислены значе- ния разбалансов /;• для следующей последовательности температур: 71+0,5; Т2; Т3; Т^ Т5. После второго расчета будут вычислены значения разбаланса f^ для температур: 7ц 72 + + 0,5; 73; 74; 75 и т. д.

По полученным в результате расчетов значениям разбалансов f^ вычисляются коэффициенты

Решается система линейных алгебраических уравнений относительно температурных поправок А7ц

ЯцАТ^ + о1йАТ2 + ц13А73 + а14АТ4 + а16АТ + Д = 0;

а^Тг + а^АТ^ + й23А73 + а24АТ4 + ц25А75 + Д = 0;

а31АТ х + а^АТ 2 + а33АТ 3 + а34АТ 4 + азьАТ б + Д = 0;

а41АТ х + а42АТ 2 + а43АТ 3 + а44АТ 4 + а45АТ 5 + Д = 0;

^5i^^i ++а5зА73 + а54АТ4 4- а&5АТ5 + Д = 0.

Вычисляются уточненные температуры Tj.

Tj = Tj + X^Tj.

Для новых температур повторяется весь расчет для технологической линии УНТС.

Расчет в указанной последовательности будет осуществляться до тех пор, пока не будет выполняться условие

тЗХ I h (^1» ^2» ^3, ^4, ^б) I ^ 6-

Рассматриваемый расчет предполагает отсутствие потерь давления и температуры в выходных линиях сепараторов, потерь давления в секциях теплообменника и в выходной линии УНТС. Если такие предположения будут недопустимы, то технологическую линию УНТС необходимо разбить на большее число участков с разными параметрами pj, Tj и для каждого из них составить свои уравнения теплового баланса и теплопередачи.

Алгоритм расчета процесса конденсации, применяемый для расчета процесса НТС, состоит из следующих этапов.

Рассчитывается доля жидкости Lj в потоке газожидкостной смеси в /-й точке контроля по уравнению

(Qj-Lj) Ki-Vhj(Qj-Lj) Ki-Vhj— 1 = 0,— 1 = 0,(31)(31)

(Qj-Lj) Ki-Vhj

(Qj-Lj) Ki-Vhj

— 1 = 0,

— 1 = 0,

(31)

(31)

где Qj — количество смеси в /-й точке контроля, моль; Kt = = yJxi — константа фазового равновесия; гц— молярная концентрация f-го компонента в исходной смеси, моль/м.

Уравнение решается методом деления отрезка пополам.

В качестве начального значения принимается Lj = Qj^2.

По найденному значению Lj находят молярные концентрации компонентов смеси в жидкой Хг и газовой у^ фазах:

хг =хг =<Qj-Lj^KiA-Lj ’<Qj-Lj^KiA-Lj ’(32)(32)

хг =

хг =

<Qj-Lj^KiA-Lj ’

<Qj-Lj^KiA-Lj ’

(32)

(32)

(33)(33)

(33)

(33)

тазоконденсатной смеси при различных давлениях и температурах включает следующие этапы.

Для каждого компонента газоконденсатной смеси определяется удельная энтальпия Hi.

Н—а^Ь^Г^сАТу^

где «г, bi, с{, dt — коэффициенты.

Рассчитываются молярные концентрации компонентов газоконденсатной смеси в газовой у^ и жидкой xt фазах по уравнениям расчета процесса конденсации. (32).

Вычисляются удельные энтальпии для газовой Нт и жидкой йж фаз без учета поправок на идеальность смеси:

1=1

ti=S^.

Вычисляются коэффициенты Ai и В^

Л = 0,6541 Гр Д-^у'-Г0’5;

= 0,0867 Гр . (1,

I >j гКр fl — J ’

L \ ' кр i / J

где Ркрг, TKPi — соответственно критическое давление (в МПа) и температура (в К) i-го компонента.

Вычисляются величины

п

= 2 уД.

1=1

Вычисляется коэффициент сверхсжимаемости газоконденсатной смеси 2. Коэффициент сверхсжимаемости определяется из уравнения Редлиха — Квонга:

2® — г2 - zp № + В — Л2) — AW = 0.

Вычисляется поправка энтальпии на идеальность смеси.:

АН = 1,98Т[1,5 — In О + -^Д + 1 — zl.

L s \ z уJ

Вычисляется окончательная удельная энтальпия газовой фазы:

Д=Н? —АД.(34)

Вычисляется коэффициент

Вычисляются коэффициенты

« - — 317,49 + 2559,6г' — 5012,5 (г')2;

р = — 335,52 + 2686,5г' — 5237,5 (г')2.

И. Вычисляется приведенная температура жидкой фазы: ^пр — Т / ^ Я^кр i*

Вычисляется поправка энтальпии на неидеальность:

А^ж = 10^ ^Ткр г (аР^1 пр) 2 •

Вычисляется окончательная удельная энтальпия жидкой фазы:

Аж=йж —А/гж.(35)

Величины Нг(р, Т) и h^(p, Т^—результаты расчета.

Математическая модель процесса подготовки газа на УНТС представляет собой систему уравнений (25) — (35).

Решение уравнений модели позволяет рассчитывать режимы работы технологической линии УНТС при возможных нагрузках. Инымй словами, данная задача представляет собой прогнозирующую модель технологических режимов работы линии УНТС. Результаты решения данной задачи позволяют предсказать возможные режимы работы цепочки УНТС и определить правильность ведения технологического процесса подготовки газа на УНТС при текущей эксплуатации.

Результаты, сведенные в таблицы, будут представлять собой режимные карты, в которых каждой нагрузке на технологическую линию для заданных давлений на ступенях сепарации соответствуют определенные температуры и фазовые составы газового потока на ступенях сепарации и на выходе из УНТС. С помощью таких режимных таблиц оператор УКПГ, управляющий технологическими процессами подготовки газа и следящий за текущими значениями режимных параметров процесса НТС, может контролировать текущий режим работы УНТС.

Блок-схема математической модели процесса НТС представлена на рис. 25.

Регулирование процесса НТС рассматривается в соответствии с функциональной схемой (см. рис. 24).

Предполагается, что температурный режим установки задается изменением расхода газа после низкотемпературного сепаратора.

Рис. 25. Блок-схема математической модели процесса НТС

Входные переменные процесса: 7ВХ — температура газожидкостной смеси на входе в УНТС, К; рВх — давление на входе в УНТС, МПа; QBX— расход смеси на входе в установку, моль/ч.

Управляющие переменные: Q3 — расход газа после низкотемпературного сепаратора, моль/ч.

Выходные переменные: Твых=Т5— температура газа на выходе из УНТС, К; Рвых = р2 — давление газа на выходе из УНТС, МПа; QBbix = Q3 — расход газа на выходе из установки, моль/ч.

Задача регулирования процесса заключается в максимизации производительности установки по газу при соблюдении технологических ограничений и требований к качеству продукции и записывается в виде J = 9вых -^ шах, где J — целевой функцио- {5}

нал; {S} — множество допустимых значений из области решений задач, определяемое технологическими ограничениями:

ь<Р1<ру, Т)<Т)<ТУ Q^QjCQj,(36)

где Р), рз, Tj, Tp Qj, Qj — соответственно нижние и верхние предельно допустимые значения давлений, температур и расходов в /-й точке контроля.

Алгоритмы регулирования технологического процесса определяют максимально возможные значения управляющего пере-

ценного Q3max = Qa из множества допустимых значений {SJ при постоянных входных переменных Твх, рвх, QBX.

Алгоритм регулирования процесса НТС состоит из следующих этапов.

Ввод исходных данных. Задаются значения входных переменных TBX=Tv, pBX=px; QBX = Q] и переменные Q2, р2- Задаются начальные значения Т°\, Т®, Тз, 71?.. Вводятся величины

Ли» ^КР О» Ркр гз-_

Величине Q3 присваивается значение Q3 = Q3.

Решаются уравнения модели в соответствии с формулами (25) — (35). Определяются значения Tj, при которых fj—O.

Проверяются ограничения (36).

Если ограничения выполняются, то расчет на этом заканчивается и величина Q3 = Q3 выводится на печать.

Задается шаг изменения расхода газа Q3.

Q3- = Qa — ^Q-K

где к — номер шага._

За начальное значение Q3 принимается Q3.

Решаются уравнения модели аналогично блоку 3.

Проверяются ограничения (36).

Блок счета циклов по к (k : = &+1).

Вывод на печать регулируемого значения Q3.

РЕГУЛИРОВАНИЕ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ПРОЦЕССА

ПОДГОТОВКИ КОНДЕНСАТА

Модель процесса подготовки газового конденсата представляет собой систему уравнений, описывающих каждый блок-разделитель и связь между ними в установившемся технологиче- -ском режиме. Схема блока-разделителя приведена на рис. 26.

Переменные каждого блока-разделителя следующие.

Входные: Gci — массовый расход газожидкостной смеси на выходе из г-го блока, кг/ч; p!ci — давление смеси на входе в i-й блок, МПа; рСг— плотность смеси на входе из г-го блока, кг/см3.

Выходные: Gr{— массовый расход газа выветривания на выходе из г-го блока, кг/ч; G^ — массовый расход нестабильного конденсата на выходе из г-го блока, кг/ч; GBi — массовый расход воды с ингибитором на выходе из г-го блока, кг/ч; рт<, pKi, Рвг — давление в каждой выходящей линии г-го блока, МПа; ргг, Ркг, Рвг — плотность продукции на выходе из каждой линии г-го блока, кг/см3.

Рис. 26. Функциональная схема блока-разделителяРис. 26. Функциональная схема блока-разделителяПри построении моделиПри построении модели

Рис. 26. Функциональная схема блока-разделителя

Рис. 26. Функциональная схема блока-разделителя

При построении модели

При построении модели

принимаются следующие допущения [8, 19].

Конденсат, поступающий во входные линии блоков, представляет собой двухфазную систему (жидкость—газ), находящуюся в термодинамическом равновесии.

Продукция на выходе из блока по линии слива воды и конденсата однофазна.

Процессы, проходящие в блоках-разделителях, изотермические.

Состав газовой фазы не изменяется.

Зависимость между массовым расходом G^ и перепадом давления kpt потоков на входе и выходе из блоков известна и

задается уравнением

(37)(37)g. = «-jV^APi,

(37)

(37)

где aj — коэффициент расхода в /-й точке.

Математическое описание процессов определяется следующими уравнениями [47].

Приток газожидкостной смеси в блок-разделитель:

^с i = ас i УРс i (Pc i — Pp i) ,(38)

где ppi — давление в z-м блоке, МПа.

Расход газа выветривания:

Gri = ariVprMt"Pri) •". (39)

Объем конденсата с учетом влияния на него гидростатического столба:

GK г = ак i Урк i (Pp i Рк i + ^к jPk i) *(40)

Объем воды с учетом влияния гидродинамических столбов конденсата и воды при использовании двухуровневой системы слива жидкости:

GB i = ав i Урв г (Pr i — Рв; + /1к гРк i + ^в гРв i) -(41)

Уравнение материального баланса для каждого блока-разделителя:

Gc i = GP i + GK i + GB i.(42)

Уравнения состояния в /-й точке контроля:

Pi

(43>(43>^i Рг.н Ph > Pb j — const;

(43>

(43>

Pk j ^ Pk j ^ Ph j,

где рг.н—плотность газа при нормальном давлении рн, кг/см3;. pj — давление в контролируемой точке, МПа; pKJ-, pKJ. — соответственно нижний и верхний допустимые технологические пределы плотности нестабильного конденсата pKJ-, кг/см3.

Плотность смеси на входе в i-й блок:

Pc i “ Рг.вх /Фг 4" Рк.вхФк 4" Рв.вхФв? (^^ где фг, фк, фв — соответственно объемные истинные содержания в смеси газа, конденсата и воды с ингибитором, связанные соотношением

Фг 4- Фк + Фв = 1 .

Коэффициенты расхода ас/, аГг, а™, аВг подлежат идентификации при нормальном функционировании участков с частотой, соответствующей частоте изменения газосодержания поступающей смеси.

Зависимости коэффициентов расхода от уровня по линиям;, слива воды и конденсата:

авприк > кп;

ав М= авприкв < к <кв;

Оприк < hB,

акприк > кК;

ак W= акприк„< к <к„;

Рис. 27. Функциональная схема УПК..Рис. 27. Функциональная схема УПК..I — газожидкостная смесь; II — газ дегазации; /// — насыщенный ингибитор; IV — конденсат - на установку стабилизации; V — водаI — газожидкостная смесь; II — газ дегазации; /// — насыщенный ингибитор; IV — конденсат - на установку стабилизации; V — водаО при к < кК; где к^ йв, к^, к —соответственно верхние и нижние предельные уровни воды и конденсата, м.

Рис. 27. Функциональная схема УПК..

Рис. 27. Функциональная схема УПК..

I — газожидкостная смесь; II — газ дегазации; /// — насыщенный ингибитор; IV — конденсат - на установку стабилизации; V — вода

I — газожидкостная смесь; II — газ дегазации; /// — насыщенный ингибитор; IV — конденсат - на установку стабилизации; V — вода

На основании решения уравнений математической модели (38) — (44) строятся статические характеристики УПК. Неизвестные переменные — массовые расходы на выходе из установки Gr, GK, GB, а также расход смеси на входе в установку Сс и давление в конденсатном блоке-разделителе рр.

Рис. 28. Блок-схема математической модели процесса подготовки конденсата

При последовательно-параллельном соединении блоков уравнения связи записываются в соотве1ствии с функциональной схемой УПК (рис. 27).

Уравнения связи записываются в виде

Ск1 = ^С2> Рк1 ~ Рей'

Gr = (7Г1 + Сг2 4- 6г3;

^К — ^к2 4“ ^кз!

GB = Gbi + Gb3; °и = 6вз,

где Си, GT, GK, GB — суммарные расходы соответственно насыщенного ингибитора, газа выветривания, конденсата и воды на выходе установки, кг/ч.

Полное математическое описание УПК состоит из системы уравнений (38) — (44). Блок-схема модели приведена па рис. 28.

Регулирование процесса подготовки конденсата сводится к определению такого технологического режима данной установки, который обеспечивает максимальный выход конденсата после установки с требуемыми показателями качества.

128

В соответствии с этим задача регулирования формулируется следующим образом: требуется максимизировать значение целевого функционала J=J ( GK, С), определяющего расход конденсата на выходе из установки с заданными показателями качества. Здесь GK — расход конденсата на выходе из установки, С — обобщенный показатель качества продукции.

Если показателем качества считать плотность продукции на выходе из установки, то задачу регулирования можно записать следующим образом:

Jx =—> max,(45)

Ипг С 1

£cri+£6Bii=li=l

где {SJ — множество допустимых значений, задаваемых технологическими организациями:

Рк I ^ Рк i ^ Рк Р Риг ^ Put ^ РкЬ

Рв i ^- Рв i ^ Рв г» Рв г "^ Рв г ^ Рв i»

(4б)

Рг ? ^ Рг Z ^ Рг г > Рг i ^ Pv I "^ Рг i •

В уравнениях (45), (46) GKi) Gri, Gbi— массовые расходы соответственно конденсата, газа дегазации и воды на выходе из /-го блока-разделителя; рКг, ргг, Рв; — плотности соответственно конденсата, газа выветривания и воды на выходе из Z-го блока- разделителя, заданные в определенных нижних и верхних технологических пределах; рк ь pHit£rh Pri,_PBi, Рвь Ркь Ргь Рв давления соответственно по конденсатным, газовым линиям и линиям слива воды из /-го блока-разделителя, заданные в определенных нижних и верхних технологических пределах pKil рКи Ргь РгьРвь Рвг- Расход Gc и давление ре газожидкостной смеси на входе в установку считаем постоянными. Давление в каждом разделителе рр считаем равным давлению на выходе из конденсатной линии предыдущего блока ркц-1)=ррг.

Плотность газовой фазы будет меняться незначительно при уносе из нее капельной жидкости, и вследствие невозможности контроля за плотностью с требуемой степенью точности следует ввести вторую целевую функцию, определяющую унос жидкости потоком газа дегазации.

У! СУ.ж г

j^ = ^У.ж = ~ — п► min(47)

У Gr i + У $у.ж г

где {S2} — множество допустимых значений, определяемое неравенством вида

^у.ж<^у.ж1-(48)

Здесь £у.Жг — предельно допустимый унос жидкости из Z-ro блока-разделителя.

Алгоритм регулирования должен определять значения управляющих переменных процесса, обеспечивающих достижение экстремальных значений функционалов Л, J2.

' Управляющими переменными процесса являются давления Ркг» pri по конденсатным и газовым линиям каждого блока- разделителя. Давления на выходе из блоков по линиям слива воды считаем полностью определенными технологическими режимами и находящимися в определенных пределах рвг^Рвг^ ^Рвг-

Запишем последовательность операций алгоритма регулирования режимов для установки, состоящей из п последовательно соединенных блоков-разделителей.

Для такой установки имеем

$с = ^п + GK1 + GB1;

ппП■

Gr=gGrb G. = gG=l; G„ = goKl;

Pp(i+1) = ^k(i+1)’ Рр* = Рс,

где Gc, рс — массовый расход (в кг/ч) и давление газожидкостной смеси (в МПа) на входе в установку; Gri, С^, GBt — массовый расход соответственно газа дегазации, конденсата и воды на выходе из Z-ro блока, кг/ч; Gr, GK, GB — суммарные массовые расходы соответственно газа дегазации, конденсата и воды на выходе из установки, кг/ч.

Алгоритм регулирования процесса подготовки конденсата определяет оптимальные давления на выходе из конденсатной линии и линии выхода газа при постоянном расходе Gc и давлении рс на входе в установку.

Расчет осуществляется по следующим этапам.

1. Вводятся исходные данные. Задаются значения переменных КаЖДОГО блока Рс, Pri, Ркг, Рвг, h^i, hBi, ркЬ Рвг1 ^кг, ^вг уровень слива соответственно конденсата и воды в Z-м блоке, м. Задаются коэффициенты расходов по каждой линии ап-, акь «вь

Задается шаг изменения давления на выходе из конденсатной линии Z-ro блока Аркг. Вычисляется значение pKt.

PkG —.Ркг ^Рк d»

где / — номер шага; п — общее число блоков-разделителей, Z = = 1, ..., п. -

Рассчитывается значение массового расхода конденсата

GKi на выходе из каждого /-го блока по уравнению (40), /е [1, и].

Рассчитывается массовый расход газа дегазации Grt на выходе из каждого /-го блока по уравнению (39), /е[1, и].

Рассчитывается массовый расход воды GBt на выходе из каждого /-го блока по уравнению (41), /е [1, и].

Рассчитывается значение функционала Л по уравнению (45).

Проверяются условия Ji, j+i>Ji,

Проверяется выполнение ограничений (46).

Блок счета циклов по / (/ :=/+!).

Останов цикла по /.

Задается шаг изменения давления на выходе из газовой линии /-го блока АрГг.

Вычисляется значение р^р.

Рг si • ~ Рг г + ^Рг А

где / — номер шага.

Рассчитывается массовый расход конденсата GKi на выходе из каждого /-го блока по уравнению (40), /е[1, п\.

Рассчитывается массовый расход газа дегазации Gri на выходе из каждого /-го блока по уравнению (39), /^[1, л].

Рассчитывается массовый расход воды GBi на выходе из каждого /-го блока по уравнению (41), ie [1, и].

Рассчитывается значение функционала /2 по уравнению (47).

Проверяются условия /2, z+i<^2, z-

Проверяется выполнение ограничений (46), (48).

Блок счета циклов по /, (/: = /+!).

Вывод на печать оптимальных параметров по каждому блоку— pKi'Pri-

РЕГУЛИРОВАНИЕ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ПРОЦЕССА

СТАБИЛИЗАЦИИ КОНДЕНСАТА

СТАБИЛИЗАЦИЯ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

МЕТОДОМ СТУПЕНЧАТОЙ ДЕГАЗАЦИИ

Построение математической модели процесса сводится к составлению системы уравнений, связывающих входные и выходные параметры процесса в установившемся технологическом режиме, и к разработке алгоритма решения этой системы относительно выходных переменных при заданных входных воздействиях [8, 47].

Входные переменные процесса — физические параметры входных потоков сырья, а также топлива и воздуха, подаваемых в печь.

Рис. 29. Функциональная схема блока дегазацииРис. 29. Функциональная схема блока дегазацииРис. 30. Функциональная схема теплообменника типа «труба в трубе»

Рис. 29. Функциональная схема блока дегазации

Рис. 29. Функциональная схема блока дегазации

Выходными переменными служат параметры потоков стабильного конденсата на выходе из установки стабилизации.

В процессе выделяются следующие блоки: дегазации, теплообмена и нагревания (рис. 29, 30, 31). Блоки соединяются технологическими связями, указывающими движение материальных и энергетических потоков.

При построении модели принимаются следующие допущения.

Нестабильный конденсат, поступающий на вход установки и в блоки дегазации, представляет собой двухфазную систему (жидкость — газ), находящуюся в термодинамическом равновесии.

Конденсат на выходе из каждого блока дегазации однофазен.

Процессы, проходящие в блоках дегазации, изотермические.

Рис. 31. Функциональная схема трубчатой печиРис. 31. Функциональная схема трубчатой печиСостав газовой фазы не изменяется.

Рис. 31. Функциональная схема трубчатой печи

Рис. 31. Функциональная схема трубчатой печи

Зависимость между массовым расходом Gt и перепадом давления Арг потоков по входу и выходу из блоков дегазации задается уравнением (37).

Коэффициент теплопередачи по всей длине теплообменника постоянен.

Удельная теплоемкость жидкости — постоянная величина.

Температура топочных газов во всех точках печи принимается ‘одинаковой.

Температура стенки и температура сырья вдоль змеевика печи принимается за среднее арифметическое значение.

Теплота, идущая на испарение, не учитывается, так как она незначительна по сравнению с теплотой, идущей на нагревание.

Коэффициенты теплопередачи и излучения считаем постоянными.

Теплопередача с внешней средой всех блоков установки отсутствует.

Математическая модель статического режима процесса составляется из описания отдельных функциональных блоков и уравнений технологических связей блоков между собой.

Блок дегазации

В блок дегазации непрерывно поступает газожидкостная смесь нестабильного конденсата. При постоянной температуре и определенном давлении в блоке смесь разделяется на две фазы: жидкую (конденсат) и паровую (газ дегазации). Газ и конденсат удаляются непрерывно, причем уровень конденсата держится постоянным при помощи системы автоматического поддержания уровня.

Входные переменные процесса дегазации:

Ga, Pci, pct соответственно массовый расход газожидкостной смеси, давление и плотность смеси на входе в t-й блок.

Выходные переменные:

бтг, Рн, ргг — соответственно массовый расход, давление и плотность газа дегазации; GKi, pKi, ркг — соответственно массовый расход, давление и плотность конденсата на выходе из t-ro блока.

Прохождение газожидкостной смеси через блок дегазации в статическом режиме описывается следующей системой уравнений:

б с I ~ ас г VРс г (Pc i Рд г) >

бу г = аг г УРг г (Рд г Рг г) > (49)

^К z ~ «Н z Урк z (Рд г Рк z + ^ к гРк г) >

бС г = бГ i + GK ь

где рд1— давление в Лм блоке дегазации; hKt — высота гидростатического столба конденсата.

Уравнения состояния в /-й точке контроля имеют вид

(50)(50)Рг/ = Ргрн; _ Рк J "^ Рк J ^ Рк j*

(50)

(50)

Плотность смеси на входе в i-й блок определяется по уравнениям

(51)(51)Pc i Рг.вх гФг Н~ Рк.вх гФк»

(51)

(51)

Фг + Фк = 1,

где фг, фк — соответственно объемные истинные содержания в смеси газа и конденсата.

Блок теплообмена

На рис. 30 представлена функциональная схема теплообменника типа «труба в трубе».

В УСК задача основных теплообменников — подогрев потока нестабильного конденсата с температурой ix.BX горячим потоком стабильного конденсата с температурой /г.вх.

Входные параметры процесса:

^х.вхг — температура холодного теплоносителя на входе в i-й блок, °C; /г.вхг — температура горячего теплоносителя на входе в i-й блок, °C.

Выходные параметры процесса:

^х.выхг1—температура потока нестабильного конденсата на выходе из теплообменника, °C: /г.выхг — температура охлаждения потока стабильного конденсата, ° С.

Уравнения теплового баланса теплообменника можно представить в виде:

(^х.вых Z^х.вх z) Qi.к z^H.K = Кт i^i^h 1

(^г.вых г ^г.вх z) ^с.кг^с.к = Кт i^i^ii J

где Gh.ki, Gc.Kt — массовые расходы нестабильного и стабильного конденсата соответственно для i-ro теплообменника, кг/ч; Ктг — коэффициент теплопередачи теплообменника, ккал/(м2-чХ Х° С); 5г- — поверхность теплообменника, м2; Mt — средний температурный напор, °C; Сн-К, Сск — теплоемкости нестабильного и стабильного конденсата, ккал/(кг-°С).

Средний температурный напор М зависит от начальных и конечных температур потоков, а также от направления движения потоков, и для противотока он определяется по формуле

, , (ir.BX Z ^Х.ВЫХ z) Ст.ВЫХ Z ix.BX z)

At = . .

гг.вх i 'х.выхz

In 77

‘г.вых г {х.вх z

ЕСЛИ (^г.вхг ^х.выхг)/(^г.выхг ^х.вхг) <^2, ТО раЗНИЦИ МСЖДу СрбД- нелогарифмическим и среднеарифметическим температурными напорами составит порядка 4%, поэтому без особой погрешности можно пользоваться среднеарифметическим значением

А , (^г.вх г ^х.вых г) Н™ (^г.вых г ^х.вх г)

Уравнения теплового баланса при охлаждении потока стабильного конденсата и газа дегазации в выходных теплообменниках соответственно Г-4 и Г-5 (см. рис. 11) запишутся в виде

(^г.вых г ^г. вх z) ^г i^v = ^т г^^^;

(^в.вых i ^в.вх г1) ^в г^в ~ ^т г^г^ь(52)

д , (^г.вх i ' ^в.вых г) + (^г.вых i " ^в.вх г)

Mt =

где ^г.вхг, ^г.выхг, Сгг-, Сг—соответственно температуры на входе и выходе, массовый расход и теплоемкость горячего теплоносителя; /в.вхг, t в.выхг, GBi, Св — соответственно температуры на входе и выходе, массовый расход и теплоемкость воды.

Математическая модель воздушного холодильника состоит из уравнений

(^г.вых ^г.вх) ^г^г = Кт^М;

где tB — температура врздуха.

Блок нагревания в печи

В трубчатой печи при сжигании топлива изменяется температура продукции на выходе из нее [73].

Входные переменные процесса: температура входного потока конденсата tBXl топлива tT, воздуха tB, топочных газов tT, расход топлива 6Т, воздуха GB и конденсата GBX.

Выходные переменные: температура потока конденсата на выходе из печи /вых и расход конденсата бВых.

Управление установкой в статическом режиме осуществляется изменением подачи топлива GT и воздуха GB.

Для составления математического описания трубчатой печи ее представляют как объект, состоящий из четырех связанных между собой звеньев: топки, стенки кладки, стенки труб, сырья [73].

Передачу образующейся при сгорании топлива теплоты можно представить следующим образом (см. рис. 31).

Зеркало горения излучает теплоту на стенки труб и на боковые стенки топочной камеры. Последние в свою очередь излучают теплоту на трубы.

Образующиеся топочные газы, имея высокую температуру, также излучают теплоту на стенки труб.

При своем движении топочные газы конвекцией передают теплоту трубам и стенкам кладки.

Теплота, проходя через стенки труб, передается протекающему в них сырью.

Теплота передается в окружающую среду, частью с топочными газами, уходящими в дымовую трубу, а часть поглощается стенками печи.

Для каждого звена трубчатой печи в соответствии с описанным распределением тепловых потоков составляется уравнение теплового баланса.

Тепловой баланс топки печи:

@выд Qt И" Qb = Фт.Г>

Gt^Qh + GTCTtT + GBCBtB = (GT + GB) Crtr.(54)

Тепловой баланс стенок кладки:

Qn + Qk — Qct,‘

°&л (^г ^ст) 4~ ак (^Г ^Ст) ~ а0Т (^СТ ^тр)1(55)

Тепловой баланс стенок труб:

Qct + 5л + Q? + Qk = QTp;

^СТ (^ст ^тр) ~Н ^Л (^г ^тр) “Ь ®г (^г ^тр) ~Г

+«; (/г - у=«;„ (tT, - !—+^.(б6)

Тепловой баланс сырья в трубах:

Qc.BX + QtP — Qc.вых!

GB1CctBX + «;р pIp - Ьв±М = GBHXCctBHX.(57)

В уравнениях (54) — (57) обозначено: QBbW—выделенная в топке теплота, ккал/ч; QT — теплота, внесенная с топливом, ккал/ч; QB — теплота, внесенная с нагретым воздухом, ккал/ч; QT.r— теплота топочных газов, ккал/ч; Qa— теплота, полученная стенками кладки в результате лучеиспускания от зеркала горения, ккал/ч; QK — теплота, полученная стенками кладки путем конвекции топочного газа, ккал/ч; Q'T — теплота, полученная стенками труб в результате лучеиспускания от стенок кладки, ккал/ч; Ол —теплота, полученная стенками труб в результате лучеиспускания от зеркала горения, ккал/ч; Qr — теплота, полученная стенками труб в результате лучеиспускания от топочного газа, ккал/ч; QK — теплота, полученная стенками труб путем конвекции топочного газа, ккал/ч; QTp — теплота, полу- 136

ченная сырьем от стенок труб путем конвекции, ккал/ч; Qc.bx — теплота, вносимая поступающим сырьем, ккал/ч; бс.вых — теплота, уносимая сырьем при выходе из печи, ккал/ч; ал, «ст, «л — приведенный коэффициент лучистого теплообмена соответственно между зеркалом горения и стенками кладки, стенками кладки и трубами, зеркалом горения и трубами, ккал/ч-° С; аг — приведенный коэффициент теплоотдачи лучеиспускания от топочных газов к трубам, ккал/ч-° С; ак, аг, атр — приведенный коэффициент теплоотдачи конвекцией соответственно от газов к стенкам кладки, от топочных газов к трубам, от стенок труб к сырью, ккал/ч-° С; /т, /в, /г, /ст, /тр— температура соответственно топлива, воздуха, топочных газов, стенки кладки, стенок труб, °C; Ст, Св, Стг — теплоемкость соответственно топлива, воздуха и топочных газов, ккал/кг-°С; QH — низшая теплотворная способность топлива, ккал/кг; GT, GB — расход соответственно топлива и воздуха в печи, кг/ч; ф— к. п.д. топки.

В общем случае приведенный коэффициент лучистого теплообмена между двумя поверхностями (я и б) определяется из выражения

,‘а <6

где Та, Тъ— абсолютная температура поверхности а и б соответственно, К; ta, tb — температура поверхности а и б соответственно, ° С; 8а, еь — степень черноты поверхности а и б соответственно; Cs — коэффициент лучеиспускания абсолютно черного тела; Fp — расчетная поверхность теплообмена, м2; <р — угловой коэффициент.

Приведенный коэффициент теплоотдачи лучеиспускания от газов к трубам определяется по уравнению

аГ* 41

где Тг, Ттр — абсолютная температура газа и труб соответственно, К; ег, еТр — степень черноты газа и стенок труб соответственно; FTP — поверхность труб, м2.

Приведенный коэффициент теплоотдачи конвекцией в общем случае равен

«к - KF,

где К — коэффициент теплоотдачи, ккал/(ч-° С); F—поверхность конвективного теплообмена, м2.

Уравнения технологических связей УСК записываются в соответствии с функциональной схемой установки (рис. 32).

Рис. 32. Функциональная схема УСК методом ступенчатой дегазации.

I— нестабильный конденсат; II—газ дегазации; III— стабильный конденсат; ВХ — вода холодная; ВН — вода нагретая

без =бк1 + бк3;

бщб^ 4- 6к2С2/2 = Gc3C3/3;

бкз ~ бс4; Gr4 = Gc5; Gr5 = Gc6;

(~тг С4t4 4 — C-tA Gk3 = Gc4C8t8;

^C1 ~ ^1»^C2 = ^2,^4 ~ ^3»^10 = ^13 = ^9^

^16 = ^17 — /15, ^20 = ^i8> бвых = Gk4 + Gk5 4~ GK6;

6K46i2^i2 4" бк5С19/19 4~ Gk6C20/20 = бвыхСвых/вых>

где /вых, бвых — соответственно температура (в °C) и массовый расход (в кг/ч) стабильного конденсата на выходе из установки; С^— теплоемкость жидкости-теплоносителя, ккал/(кгX Х°С). Исходя из принимаемых допущений можно считать, что Сг = COnst.

Математическая модель процесса стабилизации конденсата представляет собой систему уравнений (49) — (57).

Блок-схема модели приведена на рис. 33.

Конденсат, выходящий с установки стабилизации, —товарный продукт, поступающий в систему транспорта для дальнейшей переработки вне промысла. В связи с этим требования к качеству конденсата строго лимитируются технологическими условиями дальнейшей переработки и возможностью его нормального транспорта. Недопустимы прорыв газа в конденсатные линии, вскипание конденсата, изменение плотности на выходе из установки.

Качество процесса стабилизации конденсата определяется значением его плотности на выходе из последнего блока дегазации рс.к. Плотность считаем определенной при известном тем-

Рис. 33. Блок-схема математической модели процесса стабилизации конденсата методом ступенчатой дегазации

пературном режиме в каждом блоке дегазации рс.к = /(Ц), где Ц— температура в блоке дегазации.

Задача регулирования процесса стабилизации конденсата формулируется следующим образом: требуется определить управляющие переменные процесса, обеспечивающие максимум целевого функционала /=/(й, с), где й — вектор управляющих, с — обобщенный показатель качества выходящей продукции.

Регулирование процесса осуществляется в соответствии с функциональной схемой (см. рис. 32).

Технологический режим установки изменяется путем изменения давлений на выходе газовой и конденсатной линии каждого блока дегазации рг{) pKi и температурного режима перед последним блоком дегазации С-3 за счет подачи топлива в печь.

Цель регулирования процесса — минимизация потерь тяжелых фракций углеводородов на выходе газовых линий блоков дегазации, а также максимизация выхода стабильного конденсата на выходе установки при заданных технологических ограничениях.

В соответствии с целью регулирования вводятся целевые функционалы:

А — ^.жА — ^.жу.жгу.жгminmin(58)(58)

А — ^.ж

А — ^.ж

у.жг

у.жг

min

min

(58)

(58)

где К^.ж — суммарный унос жидкой фазы из блоков дегазации, см3/м3; {5J — множество допустимых значений, задаваемых технологическими ограничениями:

Ргг ^ Pri Ргг» Ркг Ркг ^ Ркг’

Pri Pri Pri' _Рк1 ^ Ркг Ркб(59)

Аг = const; z£[l, п— 1].

Здесь ргг — плотность газа дегазации z-ro блока, заданная в определенных технологических ограничениях рГ1-, ргг-, кг/м3; Ркг — давление на выходе конденсатной линии z-го блока, заданное в ограничениях pKt, Ркг, кг/см2; рГг — давление на выходе газовой линии z-ro блока, заданное в ограничениях pTi, pri, кг/см2; Az— температура в z-м блоке дегазации, °C.

Функционал J2 определяет отношение суммарного расхода конденсата из (п—1)-го блока дегазации к суммарному расходу газа дегазации:

п—1

А = —> max,(60)

где {52} — множество допустимых значений, задаваемых технологическими ограничениями уравнений (59), а также неравенствами вида

Ку.жг€ П ,1] •Ку.жг€ П ,1] •(61)(61)

Ку.жг€ П ,1] •

Ку.жг€ П ,1] •

(61)

(61)

Функционал А—отношение выхода стабильного конденсата из последнего блока дегазации к расходу газа:

А = JA^^JiA тах,(62)

6г.п(Рг.П’ *п)(-^з)

где GCK — массовый расход стабильного конденсата на выходе из установки, кг/ч; Gr-n— массовый расход газа на выходе из последнего n-го блока, кг/ч; {53} — множество допустимых значений, задаваемых технологическими ограничениями:

Рс.к(А п) Рс.к(А.п) ^ Рс.к(Ап);

Pan ^ Ркп ^ Ркп,

Ргп (^дп) ^ Pm (^дп) ^ Ргп ^дп)»

Ргп ^ Ргп ^ Ргп,

£n(Gr) < /n(GT) <^n(GT);

^У.жп < Ау.жп,(63)

где Ркп, Pm — давления на выходе соответственно конденсатной и газовой линий, заданные в определенных технологических Ограничениях ^кп, Ркп, Ргп, Ргп, Па; Рс.к(^дп)? ргп(4дп) плотности соответственно стабильного конденсата и газа дегазации на выходе из Z-ro блока дегазации, изменяющиеся в зависимости от температуры в блоке и лежащие в заданных пределах рс.к(^дп), рс.к(^дп), prn(tttn), pm(W,. кг/м3; tn(GT) — температура потока конденсата на выходе из печи, заданная как функция от подачи топлива GT, кг/ч, и лежащая в пределах от tn до in, °C.

Регулируемыми переменными процесса на выходе конденсатных и газовых линий каждого блока являются рКг, рн, а также массовый расход топлива, подаваемого в печь GT.

При данных объемных расходах, газосодержании и плотности компонентов на входе в установку массовый расход газожидкостной смеси на входе в установку определяется по уравнению (49)

^С1 = ^Г1 + ^К1’

^С2 = Ср2 + Ск2,

где Gcl, Gc2, — массовый расход смеси на входе в блок дегазации С-1 и С-2 соответственно, кг/ч; Gri, Gr2, GKi, Gk2— соответственно массовый расход газовой и жидкостной фаз на входе в блоки С-1 и С-2, кг/ч. Расходы Gcb Gc2, Gri, Gr2, GK1, Gk2, а также давления p^, p^ на входе в блоки считаем постоянными.

Давление в каждом Z-м блоке дегазации считаем равным давлению на выходе конденсатной линии предыдущего блока:

Рд(^+1) = Ркг’ Рд1 ~ Pci' Рд2 = Рс2’

Рдп = / (Рк(и—1); tnY

Алгоритм регулирования процесса стабилизации газового конденсата состоит из следующих этапов.

Вводятся исходные данные. Задаются переменные давления и массовые расходы на входе в установку рсЬ рсЬ рГ{, р^, hKit Ркг, Gc, GT, Zn. Задаются коэффициенты расходов по каждой ЛИНИИ О,гг, Чкг-

Задается шаг изменения давления на выходе газовой линии Z-ro блока Apri. Рассчитывается значение рГг

Pvt* Pri 4“ ^PriL

где j—номер шага, Z=l, ..., (л—1).

Рассчитывается массовый расход конденсата на выходе из каждого Z-ro блока по уравнению (49), Ze[l, п— 1].

Рассчитывается массовый расход газа дегазации на выходе из каждого Z-ro блока по уравнению (49), Ze[l, п— 1].

Рассчитывается значение функционала /1 по уравнению (58).

Проверяется условие Jх, 5^\<_1 Х1

Проверяются ограничения (59).

Блок счета циклов по /, (/:=/ + !).

Останов цикла по /.

Задается шаг изменения давления на выходе конденсатной линии Z-ro блока Др™:

Рк1-=Ркг—^Ркг1.

Рассчитывается массовый расход конденсата GKi на выходе из каждого Z-ro блока по уравнению (49), Ze[l, п—1].

Рассчитывается массовый расход газа дегазации GTi на выходе из каждого Z-ro блока по уравнению (49), Ze[l, п—1].

Рассчитывается значение функционала J2 из уравнения (60).

Проверяется условие J2, z+i>^2, i-

Проверяется выполнение ограничений для уравнений (52) —(61).

Блок счета циклов по / (/: = /+1).

Останов цикла по I.

Задается шаг изменения температуры на выходе из печи Д^+). Вычисляется значение /п:

/П:=/П + ДЙ+Ч

где к — номер шага.

Рассчитывается массовый расход стабильного конденсата GC.K по уравнению (49).

Рассчитывается массовый расход газа дегазации 6Г,П по уравнению (49).

Рассчитывается функционал /3 по уравнению (62).

Проверяется условие /з, д+1>/з, R-

Проверяются ограничения (59), (61), (63).

Блок счета циклов по к (&: = /?+!).

Задается шаг изменения температуры на выходе из печи AZn-}. Вычисляется значение Zn:

Рассчитывается массовый расход стабильного конденсата ОСЛ{ по уравнению (49).

Рассчитывается массовый расход газа дегазации Gru по уравнению (49).

Рассчитывается функционал /3 по уравнению (62).

Проверяется условие Jз, ь+i/* Jз, ь-

Проверяется выполнение ограничений (59), (61), (63).

Блок счета циклов по к (к :=^+1).

Вывод на печать оптимальных параметров по каждому блоку p*Ki, p*ri, t*n.

СТАБИЛИЗАЦИЯ КОНДЕНСАТА

В РЕКТИФИКАЦИОННОЙ КОЛОННЕ

Математическое описание процесса будем составлять в соответствии с функциональной схемой (рис. 34).

Нестабильный конденсат в количестве Fp с концентрацией легколетучего компонента хр подается на f-ю тарелку колонны. Из куба колонны, в котором помещен теплообменник Т-1 (г = 0), выводится кубовый продукт — стабильный конденсат в количестве То с содержанием легколетучего компонента Хо [5, 8].

Поднимающийся из куба поток паров (1Л и У2), контактируя со стекающей по колонне жидкостью (Li и Т2), обогащается легколетучим компонентом, выводится в теплообменник Т-2, конденсируется и из сборника орошения £-1 выводится в качестве верхнего продукта (дистиллята) в количестве Fn+i с кон

центрацией Хп+ь а также возвращается в колонну в виде флег

мы. Дистиллят по составу представляет собой широкую фракцию углеводородов. При выводе уравнений статического режима процесса используются следующие допущения [8, 5, 19].

Рассматриваемая многокомпонентная смесь условно сводится к псевдо- бинарной. Для этого вводят так называемые обобщенные компоненты и обозначают концентрацию более летучего из них через хл, а концентрацию менее летучего через хм, т. е.

■^Л + Af = 1 •

Пусть данная смесь состоит из п легколетучих компонентов с концентра

Рис. 34. Функциональная схема процесса стабилизации конденсата в ректификационной колоннеРис. 34. Функциональная схема процесса стабилизации конденсата в ректификационной колоннециями Xj и тп труднолетучих компонентов с концентрациями Xh.

Рис. 34. Функциональная схема процесса стабилизации конденсата в ректификационной колонне

Рис. 34. Функциональная схема процесса стабилизации конденсата в ректификационной колонне

Тогда

п

■ т

хм

В уравнения математической модели будет входить концентрация только легколетучего компонента в жидкой и паровой фазах, поэтому в дальнейшем будем обозначать ее без индекса: х и у.

Исходная смесь поступает в колонну в виде жидкости при температуре кипения.

Жидкость в колонне находится при температуре кипения, а пар насыщенный.

Режим работы колонны адиабатический, причем изменением давления по высоте колонны пренебрегаем.

Массопередача на тарелках эквимолярная.

По всей площади тарелки локальный коэффициент массопе- редачи одинаков.

В паровой фазе в зоне массообмена осуществляется полное вытеснение, в жидкой фазе — полное перемешивание [47, 69].

При принятых допущениях уравнения материального баланса для части колонны, расположенной ниже тарелки питания f, имеют вид

L2i = V2 + U t-_1 + Fo,

Xi(V2^+it/i-i^_i + Foxo),'

l€[l,/L

Для верхней части колонны:

(65)(65)Ln = ^ + Ui_i —^n+i,

(65)

(65)

х^ = —— (ytyi—i + Ui—iXi—i — Fn-j-iz/n-j-i), iElHLnL

В уравнениях (64), (65) приняты обозначения: Fp— расход жидкости питания, поступающей в колонну, кмоль/ч; Fo — расход кубового остатка, кмоль/ч; Fn+i — расход дистиллята, кмоль/ч; L2i, L\i — расходы жидкости, стекающей с тарелки в исчерпывающей и укрепляющей частях колонны соответственно, кмоль/ч; V2, ^i — расход пара, уходящего с тарелки в исчер- 144 .

пывающей и укрепляющей частях колонны соответственно, кмоль/ч; £Д-_1— унос жидкости с (I—1)-й тарелки, кмоль/ч; хй У г — концентрация легколетучего компонента в жидкой и паровой фазах соответственно на t-й тарелке; i — номер тарелки; / — номер тарелки питания; п — число тарелок колонны.

Концентрация легколетучего компонента в паровой фазе определяется по уравнениям

Hi = ехр —+ ^ 1 ~ ехр ( —J j ;

ten. /— 1];

У1 = ехр (- ^ + у- [1 - ехр (- ^)] ;

ien+i. ш.(66)

Для питающей тарелки:

. XV^V^; i=f, (67) где

= (at-BJxp—^)jjz--^^

В уравнениях (66) — (68) приняты обозначения: Kvi—коэффициент массопередачи по паровой фазе, отнесенный ко всей эффективной площади тарелки, кмоль/ч; a — коэффициент относительной летучести; qp— доля жидкости в исходной смеси; tit = #*(^i) — молярная концентрация легколетучего компонента в паре, моль/м3; V/— расход пара,, уходящего с питающей тарелки, кмоль/ч; хр, ур — молярная концентрация легколетучего компонента соответственно в жидкой и паровой фазах питающей смеси, моль/м3.

Коэффициент массопередачи, рассчитанный по паровой фазе, можно представить как простую функцию частных коэффициентов массоотдачи для паровой руг и жидкой рег- фаз:

11 ’

где S — эффективная площадь тарелки, м2; руг-, ре^ — коэффициенты массоотдачи соответственно в жидкой и паровой фазе, рассчитанные на единицу эффективной мощности f-й тарелки,

10 Зак- 14371 45

кмоль/(м2-ч)•,mi = J■ ■ jx_x —тангенс угла наклона кривой равновесия.

Коэффициенты массоотдачи рассчитываются как определенные функции физико-химических свойств фаз и параметров режима в соответствии с критериальными уравнениями, полученными для ректификации бинарных смесей в тарельчатых аппаратах [5]. В общем виде зависимости имеют вид

^Vt = ^V<Xb gbVb Lt\

Унос жидкости с тарелки определяется по следующим эмпирическим зависимостям

для исчерпывающей части колонны:

Ui = (Лш^ - Хув^ -^ ;(70а)

для укрепляющей части колонны:

(706)

где

Д ^кРу .

2gAcPz

g 0 > 2 "|/^п^с .

Ру^гг

g 0>2.

2 ” Ру^1

Ме — средняя молекулярная масса жидкости; Mv— средняя молекулярная масса пара; wV2, wvx — скорость паров в свободном сечении аппарата в исчерпывающей и укрепляющей частях колонны соответственно, м/с; hc — высота сепарационного пространства, определяемая как разница между межтарельчатым расстоянием и высотой перелива, м; ре, рг — средняя плотность жидкости и пара соответственно, кг/м3; Кк — коэффициент, зависящий от конструкции тарелки, /Ск = 80/ф.

В этой зависимости ф отражает конструктивное отличие тарелок, она принимается для ситчатых тарелок равной 0,7, для колпачковых тарелок 0,55, для тарелок с туннельными колпачками 0,4 и для провальных тарелок 0,8.

Скорости паров в свободном сечении аппарата определяются по уравнениям

VxMv 4

;

3500ри Л42

V^Mv 4 Wys = • ,

3600pp nd2

где d — внутренний диаметр колонны, м. Зависимости (69) для коэффициентов массоотдачи имеют вид

Р« = -^(0,79Кеи + 11 000),

_ 38 000реРе / 3600peg \0.62Ме V peDe J *

где Dv — средний коэффициент диффузии в паровой фазе, м2/ч; ReVi — критерий Рейнольдса в паровой фазе, причем

Rei/i =Rei/i =WythVy . g^vWythVy . g^v

Rei/i =

Rei/i =

WythVy . g^v

WythVy . g^v

h=l—линейный размер, м; цу— средняя вязкость смеси паров, мПа-с; De—средний коэффициент диффузии в жидкой фазе, м;/ч; цу— средняя вязкость жидкости в колонне, мПа-ci

В уравнениях (64)— (69) индекс I прнимает значение 2 для’ исчерпывающей части колонны и значение 1 для укрепляющей части.

Зависимость^-~ ^ (хг),, представляющая собой уравнение* кривой равновесия, аппроксимируется уравнением параболы:

У* = bxi — сх2-

Числовые значения коэффициентов параболы b и с определяются по методу наименьших квадратов. В этом случае

mi = b— 2схг-.

Система уравнений (64) — (68) устанавливает соотношение* между концентрациями легколетучего компонента ^ и ^ в жидкой и паровой фазах по высоте колонны в зависимости от входных переменных Fp и хр и управляющих переменных Fo и Fn+X,

Величины Fo и Fu+X вместе с х0 и xn+i считаем выходными! переменными процесса. Они связаны уравнениями

F„+1=FP-FO;

Уп = ^4-1 •

Таким образом, математическая модель процесса стабилизации конденсата в ректификационной колонне представляет собой систему уравнений (64) — (70).

Величины Xi и у^ — решение системы. Их можно выразить- как однозначные функции входных и управляющих переменных:

Рис. 35. Блок-схема математической модели процесса стабилизации конденсата в ректификационной колоннеРис. 35. Блок-схема математической модели процесса стабилизации конденсата в ректификационной колонне^t хг (^р, -^р» ^о, ^га+О»

Рис. 35. Блок-схема математической модели процесса стабилизации конденсата в ректификационной колонне

Рис. 35. Блок-схема математической модели процесса стабилизации конденсата в ректификационной колонне

Ui = Fi^pi хр» ''о, ^+1).

Блок-схема модели приведена на рис. 35.

Задача регулирования процесса стабилизации конденсата заключается в определении управляющих переменных процесса, обеспечивающих экстремальное значение целевого функционала.

В соответствии с функциональной схемой (см. рис. 34) переменные процесса следующие.

Входные переменные: Fp — расход питания, моль/ч; хр — молярная концентрация легколетучего компонента в питающей смеси, моль/м3.

Выходные переменные: Fn+i — расход дистиллята, моль/ч; хп+1 — концентрация легколетучего компонента в дистилляте, моль/м3; Fo — расход кубового продукта, моль/ч; хо— молярная концентрация леГко- летучего компонента в кубовом продукте, мол. доли.

Управляющие переменные процесса: Fo—расход кубового продукта, моль/ч;

Fn+v — расход дистиллята, моль/ч.

Экономически целесообразным считаем режим, для которого отношение расходов поступающей смеси и стабильного конденсата Fp/F0 минимально при соблюдении технологических ограничений и выполнении требований к качеству продукции.

Задача регулирования процесса записывается как

J = F/Fo min,

где {SJ — множество допустимых значений, задаваемых технологическими ограничениями и неравенствами:

148-^

0<x,< I; 0<gt< 1;

Fp<Fp<?p; У,<^<Р8;

0<F„+1<Fp;’0,<Fo<Fp-,(71)

Fn+i< Vt;

Xq ^ Xo, ^71+1 ^ -^71-1-1 «

где Хп+ь x0> — заданная молярная концентрация метанола соответственно в дистилляте и кубовом продукте, моль/м3. Концентрации хп+1 и х0 определяются как функции входных и управляющих переменных:

х^ц-х = -^«+1 (Ар, Хр, Ао, Fn+i), хо — х0(Ер, Xp, Fo, Рп^).

Алгоритм регулирования процесса состоит из следующих вычислений.

Ввод исходных данных. Задаются значения входных переменных Fp, Хр и начальные значения F„+i, Fo.

Задается шаг изменения расхода дистиллята AFn+r. (An+i ■.=Fn+1 + Fn+xj), где j — номер шага.

Решение системы уравнений (64) — (71).

Расчет целевого функционала J = Fp/Fo.

Проверка ограничений процесса ректификации (71).

Блок счета циклов по j (j : ==/+1).

Останов цикла по j.

Задается шаг изменения расхода кубового продукта AFO (FO: = FO — AFk), где к — номер шага.

Решение системы уравнений (64) — (70).

Расчет целевого функционала J.

Проверка ограничений (71).

Блок счета циклов по к (&:=Л+1).

Останов цикла по к.

Печать результатов. На печать выводятся оптимальные значения управляющих переменных Ао, F'n^.\.

РЕГУЛИРОВАНИЕ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ

ПРОЦЕССА РЕГЕНЕРАЦИИ ИНГИБИТОРА

ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ

РЕГЕНЕРАЦИЯ ДИЭТИЛЕНГЛИКОЛЯ

Регенерация ДЭГа осуществляется в выпарной колонне путем многократного контакта между жидкой и паровой фазами, движущимися противотоком одна к другой (рис. 36).

Рис. 36. Функциональная схема процесса регенерации ДЭГаРис. 36. Функциональная схема процесса регенерации ДЭГаВходные переменные процесса: L — рсаход смеси на входе в колонну, моль/ч; хь — состав смеси на входе в колонну, моль/м3.

Рис. 36. Функциональная схема процесса регенерации ДЭГа

Рис. 36. Функциональная схема процесса регенерации ДЭГа

Выходные переменные процесса: W— расход кубового остатка — раствора регенерированного 80%-ного ДЭГа, мол./ч; xw — состав кубового остатка, моль/м3; D — расход дистиллята — смеси воды с широкой фракцией углеводородов, моль/м3: xD — состав дистиллята, моль/м.

При составлении математической модели процесса регенерации ДЭГа применяются следующие допущения [47].

Гидродинамика потоков определяется законом идеального вы

теснения.

Объемные коэффициенты массопередачи и линейные скорости жидкой и паровой фаз изменяются по высоте каждой •секции колонны.

Смесь, поступающая на вход колонны, рассматривается как нсевдобинарная (ДЭГ — вода).

Кривые равновесия концентраций аппроксимируются соответственно для верхней и нижней частей колонны квадратичными уравнениями вида

(72)(72)у* ~ах — Ьх2 + d; у* = ах — Ьх\

(72)

(72)

где х, у — концентрация легколетучего компонента соответственно в жидкой и паровой фазах, моль/м3; у* — равновесная концентрация легколетучего компонента в жидкой фазе, моль/м3; a, b, d — коэффициенты.

Математическое описание процесса регенерации в насадочной колонне имеет вид

для укрепляющей части колонны:

иа-^-К^'-у^О;

(73)

-„и^-Ку^у-уЧ^О;

al

для исчерпывающей (отпарной) части колонны:

(74)(74)ua -^- — К^' — у^О;

(74)

(74)

-иь^-К'^-У^-О.

В системах уравнений (73)— (74) обозначено: uG, uL\, Ulz— линейные скорости паровой и жидкой фаз; Ку, К'у — объемные коэффициенты массопередачи для укрепляющей и исчерпывающей частей колонны соответственно; у, х — концентрации легколетучего компонента в паровой и жидкой фазах, моль/м3; у* — равновесная концентрация легколетучего компонента в жидкой фазе, моль/м3; /—длина (высота) зоны контакта, м.

Практическое использование математической модели процесса регенерации связано с необходимостью предварительного определения основных параметров модели коэффициентов мас- сопередачи на основании расчетных формул и статистических данных о процессе.

Складывая и интегрируя систему уравнений (73), приведем ее к виду, удобному для решения задачи

uGy — иих = С1е(75)

Аналогично для системы (74) будем иметь

uGy — uL2x = С2.(76)

Здесь Ci и С2 — постоянные интегрирования, определяемые по уравнению рабочей линии.

Уравнения рабочих линий для укрепляющей и исчерпывающей частей ректификационной колонны соответственно имеют вид

D(Lt + D) ' 1(Lt + D)Wу = 2 X _(^-^)(U-W)D(Lt + D) ' 1(Lt + D)Wу = 2 X _(^-^)(U-W)(77)(77)

D

(Lt + D) ' 1

(Lt + D)

W

у = 2 X _

(^-^)

(U-W)

D

(Lt + D) ' 1

(Lt + D)

W

у = 2 X _

(^-^)

(U-W)

(77)

(77)

В уравнениях индекс 1 относится к верхней части колонны, индекс 2 — к нижней.

Из уравнений (75) — (77) можно определить

для верхней части колонны:

uG = LJD; uL1 = L^ Сг = Dxd;

для. нижней части колонны:

uG = L^ —Й7; ul^ — A3; C2 = — U^Xuz.

Кривые равновесия аппроксимируются параболами для верхней и нижней частей колонны соответственно по уравнениям (72).

Численные значения коэффициентов параболы a, b, d определяются по методу наименьших квадратов. Для этого предварительно экспериментальным путем определяется ряд значений х и соответствующих им значений у*.

Решение системы (73) с учетом формул (72) имеет следующий вид

Г ; ■А—(П—2Atnh ч—1

у^^Я^ГL—(l-e)-<4-M./)'-+—1 ,

Ln — 2AjУо — ^i J

где т] = Ку [ а —— + 2Z> -^~

Ч ULt UGЧх

l=Kyl=Ky

l=Ky

l=Ky

или упрощенно

•q^yM,; j = КУМ2; 1 = КуМ3;

2 2Мг V \ 2М* V М2 ‘

Решение (77) удовлетворяется краевым условием по составу смеси, т. е. /=0.

Решение системы (74) аналогично решению у(Г)=у0 (77).

Коэффициенты массопередачи в укрепляющей и исчерпывающей частях колонны можно рассчитать по формуле (77)

кУ — А) ,(78)кУ — А) ,(78). "1 (уAi^^/Ao

кУ — А) ,(78)

кУ — А) ,(78)

ь' - х Уо Аг£ю /

где Е10=Мг— 2АХМ2.

В дальнейших рассуждениях для определенности будем рассматривать только укрепляющую часть колонны. Из формулы (78) видно, что коэффициент массопередачи однозначно зависит от параметров того или иного технологического режима процесса регенерации uLi, uG, у, где у — выходной параметр, и он должен быть определен в результате расчета модели процесса. Поэтому проделывается ряд опытов, в которых меняется режим процесса и каждый раз замеряются uLX, ис, у в верхней части колонны l=H (Н— высота колонны), и затем по формуле (78) находится значение Ку для каждого из режимов.

Таким образом, получив функциональную зависимость Ку от

Рис. 37. Блок-схема математической модели процесса регенерации ДЭГа

параметров процесса регенерации, можно определить коэффициент массопередачи для любого конкретного режима.

Математическое описание процесса регенерации ДЭГа представляет собой систему уравнений (72)— (77).

Блок-схема модели приведена на рис. 37.

Задача регулирования процесса регенерации ДЭГа заключается в определении управляющих переменных процесса, обеспечивающих экстремальное значение целевого функционала.

Управляющими переменными процесса будем считать расход флегмы Lx и расход кубового продукта W (см. рис. 36).

В результате регулирования процесса должны быть определены выходные переменные процесса, определяющие качество выходной продукции: концентрация компонента в кубовом остатке %w2 и концентрация компонента в дистилляте xD при максимально возможном выходе регенерированного раствора ДЭГа W.

При выборе целевого функционала считаем, что экономически целесообразен режим, для которого L/W минимально.

Задача регулирования процесса формулируется следующим образом: требуется определить значения управляющих переменных W, L2> обеспечивающих минимум функционала J = LjW при заданных технологических ограничениях:

xd < хи < xd;

Xw <. Xw <. xw;

L2<L2<L2;(79)

w <w<w.

Алгоритм регулирования процесса регенерации ДЭГа представляет собой последовательность расчета переменных процесса по уравнениям математического описания. Задача расчета состоит в определении оптимальных значений выходных переменных w, xw в зависимости от выходных L, xL и управляющих L, w.

В статическом режиме можно не учитывать изменений режимов работы подогревателя и холодильника-конденсатора, и в 'Связи с этим качество выходящей продукции следует определять не по переменным xw и xD, а по переменным у\ и х2.

Алгоритм состоит из следующих вычислений.

Ввод исходных данных. Задаем значения входных переменных L, xL и управляющих L^, w.

Задаем шаг изменения расхода флегмы ^Lv.

Lx • ~ Lx Ч- ^LJ,

где j— номер шага, /=1, 2, ..., п.

Расчет Ку из уравнения (78).

Расчет у\.

Выразив значение х из уравнения (76) и подставив его в уравнение (72), получим зависимость у* от у, которую затем подставим в уравнение (74). Последнее проинтегрируем при -следующих граничных условиях:

при Z = О у =У^

при 1 = 1к У ~ ук.

Здесь индекс к относится к границе укрепляющей и исчерпывающей частей колонны. Из полученного уравнения выражаем значение ук. Аналогично для укрепляющей части колонны: выражаем х через у из уравнения (75) и подставляем его в (72). Полученную зависимость подставляем в уравнение (73), которое затем интегрируем при следующих граничных условиях:

При I = 1кУ — ук,

при I — Ну = Ух-

Из полученного уравнения выражаем значение выходного параметра у\.

Расчет х2. Подставим значения у и у* из уравнений (75) и (72) соответственно в уравнение (73) и проинтегрируем его при граничных условиях:

при I = lk x — xk\ при I = Н X =х1.

Из полученного уравнения выразим хк.

Аналогично подставим у и у* из уравнений (76) и (72) в уравнение (74) и проинтегрируем последнее при таких граничных условиях:

при / = О х = х^ при I — 1к х = хк.

Из полученного уравнения выразим значение выходного параметра х2, т. е. концентрацию регенерированного ДЭГа.

Расчет значения функционала J y=LjwY

Проверка ограничений (79).

Блок счета циклов по / (/:=/+!),

Остановка цикла по j.

Задается шаг изменения расхода кубового остатка w.

W: = W + ^Wi,

где i — номер шага, t=l, 2, ..., п.

Расчет по уравнению (78) Ау.

Расчет ух аналогично блоку 4.

Расчет х2 аналогично блоку 5.

Расчет значения функционала I.

Проверка ограничений (79).

Блок расчета циклов по i (t: = /+l).

Останов цикла по I.

Вывод на печать результатов

РЕГЕНЕРАЦИЯ МЕТАНОЛА

Математическая модель процесса регенерации метанола в статическом режиме связывает выходные переменные (расход и концентрацию регенерированного метанола на выходе из установки) с входными переменными процесса.

Считаем, что регулирование установки регенерации осуществляется изменением подвода теплоты к испарителю посредством изменения расхода греющего водяного пара [47].

Решение уравнений математической модели позволяет найти необходимые регулирующие воздействия для обеспечения требуемой концентрации регенерированного метанола при различных расходах и концентрациях насыщенного метанола на входе в установку.

Функциональная схема процесса регенерации приведена на рис. 38.

Входные переменные процесса: Fv — расход поступающей смеси метанол — вода, моль/ч; хр— молярная концентрация легколетучего компонента (метанола) в поступающей смеси, моль/м3; Zp — температура смеси, °C.

Выходные переменные: Fn+1 — расход дистиллята — регенерированного метанола, моль/ч; хи+1 — молярная концентрация

Рис. 38. Функциональная схема процесса регенерацииРис. 38. Функциональная схема процесса регенерацииметаноламетаноламетанола в дистилляте, моль/м3; Fo— расход кубового продукта — воды с некоторым содержанием метанола, моль/ч; х0 — молярная концентрация метанола в кубовом продукте, мол./м3; to — температура кубового продукта, ° С.

Рис. 38. Функциональная схема процесса регенерации

Рис. 38. Функциональная схема процесса регенерации

метанола

метанола

Допущения, принимаемые при составлении математической модели установки, и описание процессов массопередачи на тарелках колонны аналогичны таковым для процесса стабилизации конденсата в ректификационной колонне (64) —(71).

хр —хр —Хл-|-1 —Хл-|-1 —ар/44м... I f 100 —Яр)“р/ м+ м;Qn+144 мan+i . 100 ■ ■ йп+1ар/44м... I f 100 —Яр)“р/ м+ м;Qn+144 мan+i . 100 ■ ■ йп+11144м44мМвМв(80)(80)44мар + 44в (1 — йр)44мар + 44в (1 — йр). ^+i =. ^+i =44Mon+i + 44в (1Gn+i)44Mon+i + 44в (1Gn+i)В реальных условиях решения уравнений модели на ЭВМ оперативная информация о расходах и концентрациях дается обычно в весовых единицах, поэтому для решения системы (64) —(71) следует выразить величины в молярных единицах, сделав перерасчет по формулам

хр —

хр —

Хл-|-1 —

Хл-|-1 —

ар/44м... I f 100 —Яр)

“р/ м+ м;

Qn+144 мan+i . 100 ■ ■ йп+1

ар/44м... I f 100 —Яр)

“р/ м+ м;

Qn+144 мan+i . 100 ■ ■ йп+1

1

1

44м

44м

Мв

Мв

(80)

(80)

44мар + 44в (1 — йр)

44мар + 44в (1 — йр)

. ^+i =

. ^+i =

44Mon+i + 44в (1Gn+i)

44Mon+i + 44в (1Gn+i)

где а — концентрация метанола, вес.%; Мм — молекулярная масса метанола; Мв — молекулярная масса воды; Gp — расход поступающей смеси, кг/ч.

Решение системы уравнений модели ведется методом последовательных приближений до выполнения условия

|У9,-У°|<е.(«О

где s — номер текущей итерации; у0 — заданная молярная концентрация регенерированного метанола, моль/м3; е — заданная точность.

Порядок решения системы следующий.

На первой итерации величинам Vi и У2 присваивают начальные значения 1^, Ж

Путем решения системы (64) — (71) определяется выходная концентрация метанола ^л+ь

Проверяется условие (81). Если оно выполняется, решение на этом заканчивают и значения Е^ и У^ считают окончательными.

Если заданная точность вычислений не достигнута, переходят к следующему циклу итераций. Для этого предыдущие значения Ei и У2 увеличивают (при уУл < У0) или уменьшают (при у^ >У°) на 6 и повторяют порядок расчета, описанный на первой итерации, и т. д. Причем, как только направление изменения Vi и У2 сменится на противоположное, шаг на этой итерации выбирают вдвое меньше (б^^б^б/з).

На каждой последующей итерации шаг уменьшают вдвое по сравнению с предыдущим, а направление изменения 1Л и V2 определяется аналогично п. 4.

Последующий этап решения задачи — определение количества греющего пара, необходимого для обеспечения заданной выходной концентрации метанола.

В процессе регенерации пар расходуется на подогрев начальной смеси до ее температуры кипения и на кипячение смеси в кубе колонны:

N = NH^NKl(82)

где NH— расход греющего пара на нагрев начальной смеси, кг/ч; NK— расход греющего пара на кипячение жидкости, кг/ч; N — общий расход греющего пара, кг/ч.

На нагрев жидкости в кубе расходуется теплоты:

н х / р \ юо м 1100 в " и/

Откуда

_ 7 Ор100 —ар Л ,

Р(100С” +100/оох

•(83)

Здесь Л— теплосодержаниегреющегопара,ккал/(кг-°С);0 —

температура конденсата, °C; см, св— теплоемкость соответственно метанола и воды, ккал/(кг-°С); tK— температура кипения смеси в кубе, °C; /о — температура поступающей в куб смеси, °C.

Расход теплоты на кипячение смеси в кубе колонны:

Qk = ^к(^- 0) = Qo + Qr + Qn- Qp.

Откуда получим

д,в=0о+,(84)

где Qo — теплосодержание остатка в кубе, ккал;

Q0 ^O ^CMQ0 ^O ^CM“p100“p1004-cB4-cB100 — ap\, ”100) r°:100 — ap\, ”100) r°:/о — температура кубового остатка, °C; QH — теплота, отдаваемая флегмой хладоносителю в дефлегматоре, ккал;

Q0 ^O ^CM

Q0 ^O ^CM

“p

100

“p

100

4-cB

4-cB

100 — ap\, ”100) r°:

100 — ap\, ”100) r°:

= № - G„) (r„+ rB;

TM, tb — скрытая теплота парообразования соответственно метанола и воды, ккал/кг; Qn — теплота, уносимая парами дистиллята, ккал:

। f г an+i , ЮР — fln+i X / 1 .

V м 100 ' в 100 у ср J ’

/ср — средняя температура паров, поднимающихся с верхней тарелки колонны, °C.

Значение an+i получают перерасчетом молярной концентрации xn+i по формуле

а„+1 =100.

Хп+1^М + (1 *7l+l) ^в

Таким образом, математическая модель процесса регенерации метанола представляет собой систему уравнений (64) — (71)Таким образом, математическая модель процесса регенерации метанола представляет собой систему уравнений (64) — (71)Рис. 39. Блок-схема математической модели процесса регенерации метанолаРис. 39. Блок-схема математической модели процесса регенерации метанолаи (80) —(84).

Таким образом, математическая модель процесса регенерации метанола представляет собой систему уравнений (64) — (71)

Таким образом, математическая модель процесса регенерации метанола представляет собой систему уравнений (64) — (71)

Рис. 39. Блок-схема математической модели процесса регенерации метанола

Рис. 39. Блок-схема математической модели процесса регенерации метанола

При решении уравнений модели определяем неизвестные величины T’n+h ■^n+b Fo, -^о, -^, /о*

Блок-схема модели приведена на рис. 39.

Задача регулирования процесса регенерации метанола рассматривается в соответствии со схемой управления процессом (см. рис. 9) для двух управляющих переменных: расхода флегмы на орошение Fn и расхода греющего пара N. Задача регулирования процесса заключается в определении оптимального значения F*N для каждого набора входных переменных Fp, хр, ip, при котором функционал

J=Fn+xjFp, определяющий относительную производительность установки по регенерированному метанолу, принимает максимальное значение при выполнении технологических ограничений и требований к качеству продукции.

Математически постановка задачи регулирования записывается следующим образом:

J = Fn+i/Fy max,

где {Si} — множество допустимых значений, определяемое ограничениями на качество продукции:

Яо ^ х0,

технологическими ограничениями:

Fn+i < Fn+i;

Кг<Уг<?г;

L^L^Lf,(85>

Ni<Ni<"Ni

и условиями физической реализуемости:

О < X; < 1; 0 < Fn+y <Fp; 0 < Fo < Fp,

где V] — количество пара, уходящего с i-й тарелки, моль/ч;

х^г, х0 — заданная молярная концентрация метанола соответственно в дистилляте и кубовом остатке, моль/м3.

Уравнения связи характеристик расхода записываются в. следующем виде:

^р = ^+1 + ^0’

где Fn — расход флегмы на орошение, моль/ч; Vn — расход, пара, уходящего с n-й тарелки, моль/ч.

Решение систем уравнений модели (64) — (71), (80) — (84) будет определяться при Fp=const, хр = const, tp = const относительно переменных Fn^\, xn+i, V^V^^V.

х^Ф(Рп+1, x0, V^;

^+i = Ф^Рп^ x0, Kf).

Задав концентрацию x0 и зная Fn^ и Vi, по рекуррентным соотношениям можно последовательно рассчитать концентрацию метанола в потоке жидкости хг и в потоке пара у^ на всех тарелках от n-й до 1-й по уравнениям (64) — (68).

Зная расход Fo и состав х0 кубового продукта, по уравнениям (82)— (84) находят расход греющего пара N. Температура

кипения смеси в кубе tK считается заданной функцией от состава.

Алгоритм регулирования процесса регенерации метанола состоит из следующих этапов.

Ввод исходных данных. Задаются значения входных переменных и начальные значения Fp, хр, t0.

Расчет FOl х0, Fn+i, xn+i по уравнениям (64) — (68).

Расчет А по уравнениям (82) — (84).

Проверяется условие N^N.

Если да, то величина выходит из допустимых пределов и ей присваивается верхнее предельное значение А, если нет, то величина N принимается за расчетную и осуществляется переход к блоку 6.

Величине N присваивается верхнее предельное значение: А: =А.

Расчет расхода флегмы на орошение Fn.

Задается шаг изменения расхода флегмы АТА;

Fn*- = Fn — }AFn.

где j — номер шага.

Расчет расхода дистиллята Fn+i.

Решение системы уравнений (64) — (68).

Расчет функционала J, J=Fn+i/Fp.

Проверяется условие/j+i>/j.

Проверяются ограничения.

Блок счета циклов по j (j : =/+1).

Печать оптимального значения Fn = FN.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

ГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ

Регулирование производительности ГДП сводится к определению нового, отличного от ранее выработанного плана распределения заданной добычи газа между УКПГ, технологическими линиями и эксплуатационными скважинами в условиях директивного изменения производительности ГДП или отдельной (отдельных) УКПГ.

Пусть заданы Q3S — производительность газодобывающего предприятия и Q3.Hг — производительности УКПГ (/=1, А). Кроме того, проводится замер текущих производительностей оставшихся УКПГ QTeK г (/ — общее число УКПГ), а также текущих производительностей для каждой технологической линии qTeK ij, их максимальной и минимальной производительностей (/min г, <7тах г G = К G j= К /) •

Необходимо управлять производительностью ГДП так, чтобы выполнялось следующее равенство:

NI—N

Уз.д-Е^-^тек,.(86)

Выполнение равенства (86) обеспечивается за счет использования оперативных резервов УКПГ, а также при помощи подключения или отключения скважин к технологическим линиям в соответствии с приоритетными списками подключения временно отключенных скважин, отключения эксплуатационных скважин, приоритетными списками номеров технологических линий на увеличение или уменьшение их производительности, приоритетными списками номеров УКПГ на увеличение или уменьшение производительности.

При решении данной задачи используется алгоритм, состоящий из .пяти основных частей — блоков, а также из блоков ввода и вывода информации. Укрупненная блок-схема алгоритма приведена на рис. 40. Каждый из основных блоков включает систему операторов, отражающих ход работы программы.

Определим основные функции каждого блока программы.

I блок — определяются оперативные резервы ГДП и возможности достижения заданной производительности за счет этих резервов, включая подпрограмму расчета оперативных резервов УКПГ и ГДП, минимальной и максимальной производительностей УКПГ.

II блок —определяются величина и знак рассогласования заданной и текущей производительностей ГДП, после чего расчет программы проводится по одному из трех направлений в зависимости от того —- больше, меньше или равно нулю это рассогласование.

блок —определяется число подключаемых скважин, обеспечивающих перекрытие положительной величины рассогласования заданной и текущей производительностей ГДП, и определяется производительность ГДП после подключения необходимого числа скважин.

блок — определяется число отключаемых скважин, обеспечивающих перекрытие отрицательной величины рассогласования заданной и текущей производительностей ГДП, и рассчитывается производительность ГДП после отключения этих скважин.

V блок —определяется число скважин, которое необходимо подключить или отключить с целью перекрытия рассогласования заданной и текущей производительностей тех УКПГ, для которых это рассогласование не равно нулю при нулевом рассогласовании заданной и текущей производительностей ГДП.

Функционирование алгоритма (см. рис. 40) осуществляется следующим образом: сначала вводится информация в оперативную память машины. При этом с перфокарт вводится входной документ «Оперативное задание добычи газа по ГДП», в котором указываются шифр объекта и его заданная производительность. С магнитных дисков считывается массив нормативносправочной информации. Затем производится расчет по блоку I программы (см. рис. 40, п. 1), в резулььтате которого счет по

Рис. 40. Укрупненная блок-схема алгоритма решения задачи регулирования производительности ГДП

программе заканчивается, если заданная производительность, достигается за счет оперативных резервов.

Если же использование оперативных резервов не может обеспечить достижения заданной производительности ГДП, проводится перераспределение имеющихся резервов. С этой целью- осуществляется проверка (п. 2), и далее расчет проводится по одному из трех направлений (п. 3; 4; 5 и 3 или 4). Результаты расчета программы выводятся на печать в виде выходного документа, в котором печатается «План оперативного распределения заданной (тыс. м3/ч) производительности ГДП на месяц 19 год». В этом документе на печать выводятся

следующие данные: номер УКПГ, заданная и планируемая производительности УКПГ, давление в выходном коллекторе каж-

дой УКПГ, номера технологических линий, производительность- каждой технологической линии на каждой УКПГ и номера работающих, подключаемых и отключаемых скважин.

Время решения задачи в основном зависит от размерности; массивов входной и справочной информации, которые определяются в конечном итоге числом УКПГ. Время счета (при наличии: справочных массивов) вместе с распечаткой выходных документов не более 5 мин. Периодичность решения задачи устанавливается по требованию оперативно-диспетчерской службы: ГДП. Срок выдачи результатов решения задачи — не позднее* чем за 15 мин до контрольного срока, указываемого во входном документе.

Для расчета данной задачи используется следующая входная информация: Q3.H— заданная производительность ГДП;: 9з.дг — заданная производительность z-й УКПГ, (i=l, А/); Qt€k t — текущее значение производительности z-й УКПГ, (Z=l, /, Ny, q?eKij, qmaxi, Ртш г— массивы производительностей /-й технологической линии z-й УКПГ, текущей, минимальной и максимальной соответственно (z = l, I; j=l, J); {^mintjk}» (Дтах ш}—соответственно массивы минимальных и максимальных производительностей скважин; {М^ — план: подключения скважин к технологическим линиям и технологических линий к УКПГ; МНМ12Л ■—приоритетный список номеров УКПГ на увеличение (уменьшение) их производительности соответственно; |Л/;/{ ({Л^*}) — приоритетный список номеров технологических линий на изменение их производительности при необходимости увеличения (или уменьшения) производительности z-й УКПГ; {Л11/а} —приоритетный список: подключения временно отключенных эксплуатационных скважин; (VH?/a| — приоритетный список отключения эксплуатационных скважин; сг-, рщ — приведенный коэффициент расхода газа и давление газа при поступлении его к потребителю.

В процессе решения данной задачи определяются оперативные резервы УКПГ и ГДП и максимальная и минимальная производительности УКПГ по специально разработанному алгоритму. Данный алгоритм учитывает все названные блоки, связанные сквозной нумерацией.

Расчет алгоритмов проводится по следующим этапам.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПЕРАТИВНЫХ РЕЗЕРВОВ ГДП и возможности ДОСТИЖЕНИЯ

ЗАДАННОЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

ЗА СЧЕТ ЭТИХ РЕЗЕРВОВ

По алгоритму расчета оперативных резервов УКПГ и ГД ГК максимальной и минимальной производительностей УКПГ определяются «горячие» резервы каждой УКПГ на увеличение1

(уменьшение) производительности, а также максимальная и минимальная нагрузки каждой УКПГ, затем определяется правильность задания производительности для тех УКПГ, для которых она задается. После этих предварительных расчетов проверяется возможность заданной производительности за счет оперативных резервов следующим образом.

Расчет по алгоритму оперативных резервов УКПГ и ГДП, максимальной и минимальной производительностей УКПГ.

Организация цикла по числу i УКПГ на ГДП, i: =N (выбираются только те УКПГ, для которых производительность задана).

Проверка правильности задания производительности УКПГ (для которых она задается), т. е.

Qs-д г € (Qmln b Qmax iW

если нет, то расчет по программе заканчивается (впоследствии проводится корректировка задания УКПГ), если да, то переходят к п. 4.

Проверка окончания цикла по числу УКПГ на ГДП I; если /—i^O, то i:=i-\-\ и управление передается п. 5, если равно — то п. 6).

Организация передачи управления п. 3.

Проверка, возможно ли достижение заданной производительности за счет оперативных резервов?

N\ / NN

Оз.д г У @з.д г ) ( Jj ^min г, У Qmax i i=l/ \ t=ll=l

Если условие не выполняется, то расчет по подпрограмме заканчивается, если выполняется, проводится распределение подключаемых резервов.

II. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ И ЗНАКА РАССОГЛАСОВАНИЯ ЗАДАННОЙ И ТЕКУЩЕЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЕЙ ГДП

Проводится расчет отклонения запанной ппоизводительно- сти ГДП от текущей и затем осуществляется проверка: рассогласование заданной и текущей производительностей ГДП больше, меньше или равно нулю. После этого расчёт программы осуществляется по одному из указанных направлений.

Определение отклонения заданной производительности ГДП от текущей:

(

NI—N \

У1 Оз.д i + У 5тек г 1 •

Проверка: AQ не равно 0? Если да, то управление передается п. 9, если нет, то — п. 54.

Проверка: AQ>0? Если нет, то управление передается п. 33, в противном случае —п. 10.

III. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА ПОДКЛЮЧАЕМЫХ СКВАЖИН, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ ПЕРЕКРЫТИЕ

ПОЛОЖИТЕЛЬНОГО РАССОГЛАСОВАНИЯ ЗАДАННОЙ

И ТЕКУЩЕЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЕЙ ГДП

Проводится предварительная проверка знака рассогласования заданной и текущей производительностей ГДП за вычетом' суммарного «горячего» резерва ГДП. Если указанная величина положительна, то на каждой УКПГ распределяются подключаемые резервы, т. е. подключаются новые скважины на технологических линиях согласно приоритетным спискам подключения скважин к технологическим линиям и технологических линий к УКПГ. Затем определяются остаточное отклонение, число работающих и подключаемых скважин для каждой УКПГ на ГДП, а также производительность каждой УКПГ после подключения скважин.

Определение отклонения за вычетом суммарного «горячего» резерва:

A=AQ-J]^;

1 = 1

где R& —«горячий» резерв 7-й скважины; I—индекс тех УКПГ, для которых уже рассчитана производительность по данному алгоритму. Этот индекс появляется со второго цикла итерации.

Организация цикла по числу УКПГ на ГДП i, для которых производительность не задана, т. е. i=l, N.

Проверка: А^О? Если нет, то управление передается п. 15, если да — п. 13.

Определение нагрузки Гй УКПГ:

R^-

Qi = Стек. + ;_д1*• М}.

2 *?

1=1

1=1

Число работающих скважин по технологическим линиям:

^И раб = ^тек ib

Определение давления в выходном коллекторе:

Ркол i = "V" Pin + C^Qi .

Передача управления в п. 30.

Определение отклонения, которое необходимо компенсировать за счет подключения скважин, т. е. д — д ^J.

, 16. Организация цикла по числу технологических линий / на ж-й УКПГ: /: =1 (/— порядковый номер технологических линий в массиве ЛР).

Организация цикла по числу скважин к на /-й технологической линии i-й УКПГ: к : = 1 (к— порядковый номер скважины в массиве М4)..

Определение максимальной добывной возможности ра,Ki±ki

Фотающих и подключаемых скважин, т. е. = V gmax ijk. .

Проверка: превышает ли величина q'} допустимую на* грузку технологической линии, т. е. Ч,<Чтахр

Если нет, то управление передается п. 23, иначе — п. 20.

Проверка: обеспечивает ли подключение к, скважин перекрытие рассогласования, т. е. qj—^тек j<CA?

Если условие не выполняется, то переходят к п. 24, в противном случае — к п. 21.

21; 22. Проверка: цикл по числу скважин kj на /-й технологической линии i-й УКПГ закончен? Kj—^ = 0? (Kj — число .скважин в приоритетном списке М4 для /-й технологической линии). Если условие не выполнено, то kj: = &j+l (п. 22) и управление передается п. 18, если да — п. 25.

■23. Определение нагрузки технологической линии q,=

= q'j — ЯтахИН' ^=Ку, остаточного отклонения 6j = A, числа работающих скважин ^jpa6 = ^+(^j—1), числа подключаемых ^подкл = ^;—1 и управление передается п. 25.

•2. Определение нагрузки /-й технологической линии qj =

= ^TeKj+A, остаточное отклонение равно нулю, число работающих скважин kj раб = ^4-^, число подключаемых скважин равно kj и управление передается п. 27.

Нагрузка технологической линии q5 = q'^ , отклонение *8/ = А — 0у — qTeK j), число работающих скважин kj раб =^' + ^д число подключаемых скважин к5лодил = к1.

26; 27. Проверка: цикл по числу технологических линий / на i-й УКПГ закончен? Ji—j = O? Если нет, то /:=/+! (п. 26) и управление передается п. 17, иначе — п. 28.

Определение производительности i-й УКПГ Qi=

— ^ qj + ^ qieKi> число работающих скважин для технологических линий (/+1; /) принимается равным текущему.

Определение давления на выходе i-й УКПГ, т. е. Pi кол =Vp2in + CtQ2 .

Определение отклонения заданной производительности от текущей, т. е. AQ = AQ— (Qi—QTeK г) •

'31; 32. Проверка: цикл по числу УКПГ на ГДП i окончен?

Если нет, то I: =1-\-1 и передача управления в п. 12, если да, то проводится печать результатов.

IV- ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА ОТКЛЮЧАЕМЫХ СКВАЖИН, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ ПЕРЕКРЫТИЕ ОТРИЦАТЕЛЬНОГО РАССОГЛАСОВАНИЯ ЗАДАННОЙ И ТЕКУЩЕЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЕЙ ГДП

Предварительно проверяется знак отклонения рассогласования заданной и текущей производительностей ГДП от суммарного «холодного» резерва ГДП. При положительном отклонении оно компенсируется за счет отключения скважин согласно приоритетному списку отключения скважин. Затем определяются число отключаемых скважин, общее число работающих скважин, нагрузка каждой технологической линии каждой УКПГ, после чего проводится расчет производительности каждой -УКПГ и давления газа на ее выходе.

Определение отклонения за вычетом суммарного «холодного» резерва:А ~ AQ— У Riw.Ri№— «холодный» резерв i-й УКПГ./=1

Организация цикла по числу УКПГ на ГДП I, для которых производительность задана.

Проверка: А^О? Если нет, то переход к п. 38, да — к п. 36.

Определение нагрузки i-й УКПГ: Qi = Отек г +

число работающих скважин по технологическим линиям равно текущему кц ^=кц тек.

Определение давления газа в выходном коллекторе УКПГ: pt кол = Р^рп + oQf и передача управления п. 53.

Определение отклонения А, которое необходимо компенсировать за счет отключения скважин: А = А + ^г м-

Организация цикла по числу / технологических линий i-й УКПГ.

Организация цикла по порядковым номерам отключаемых скважин z: = 1.

Определение числа работающих скважин х на /-й технологической линии (x = 7<j—2) и минимальной производительности j технологической линии в допустимых пределах: q'f =

У 7min аъ где ^з — число работающих скважин, подключенных А=1 к /-й технологической линии; 2— вспомогательный индекс, определяющий очевидность отключения скважин рядом приоритетных списков А45.

Проверка: находится ли производительность технологической линии в допустимых пределах? 7j>7min;? Если нет,, то управление передается п. 16, иначе — п. 43.

Проверка: достигается ли перекрытие рассогласования текущей и заданной производительностей /-й технологической линии. q^j~ q, < А?

44; 45. Проверка: закончен ли цикл по числу г отключаемых скважин на /*-й технологической линии Z-й УКПГ. Если нет, то 2: = 2+1 (п. 45) и управление передается п. 41, в противном случае расчет продолжают с п. 48.

Определение нагрузки технологической линии q^ — x+i

^т1пг^’ остаточного отклонения 6^ = ^Тек,—q^ числа работающих ^jpa6 = ^j — (2—1) и отключенных ^откл = 2—1 скважин; управление передается п. 48.

Определение нагрузки технологической линии q^= — q^cKj—А, при этом остаточное отклонение равно нулю: 6^=0, число работающих скважин kj раб = Kj—z, число отключаемых скважин ^0ткл = 2, управление передается п. 50.

48; 49. Проверка: цикл по числу технологических линий / на i-й УКПГ закопчен? Если да, то переходят к п. 50, если нет,, то j : =/+1 и управление передается п. 40.

Определение производительности Z-й УКПГ: @г =

7 J

™ 5ПРИ этом число работающих скважин равно

текущему, к^ раб = Кц.

Определение давления газа на выходе Z-й УКПГ, т. е..

р. = V Рп + сЙ .

Определение отклонения заданной производительности от текущей, т. е. AQt = AQ2+ (QTeK г—Qi) ■

53; 54. Проверка: цикл по числу УКПГ на ГДП I закончен?* Если нет, то I: = i+l (п. 54) и управление передается в п. 35, если да, то осуществляется печать результатов.

V. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕОБХОДИМОГО ЧИСЛА ПОДКЛЮЧАЕМЫХ

ИЛИ ОТКЛЮЧАЕМЫХ СКВАЖИН ДЛЯ ПЕРЕКРЫТИЯ

НЕНУЛЕВОГО РАССОГЛАСОВАНИЯ ЗАДАННОЙ И ТЕКУЩЕЙ

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЕЙ ГДП

ПРИ НЕНУЛЕВОМ РАССОГЛАСОВАНИИ

СООТВЕТСТВУЮЩИХ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЕЙ ГДП

Определяется УКПГ с ненулевым рассогласованием заданной и текущей производительностей и знак этого рассогласования. При положительном рассогласовании определяется число

подключаемых скважин по каждой технологической линии в соответствии с приоритетным списком. Аналогично при отрицательном рассогласовании рассчитывается необходимое для его перекрытия число отключаемых скважин. И в том и в другом случае определяются нагрузка каждой технологической линии, остаточное отклонение производительности УКПГ после соответствующего распределения резервов, а также давления газа на выходе УКПГ.

Организация цикла по числу УКПГ на ГДП I.

Проверка: номер УКПГ i не совпадает с номером I УКПГ, для которых задана производительность? Если нет, то переходят к п. 85, если да — к п. 57.

Определение рассогласования заданной и текущей произ- водительностей Гй УКПГ: А^=^здг—^ 7тек/.

Проверка: AQ^O? Если нет, то переходят к п. 85, если да —к п. 60.

Проверка AQ>0? Если да, то расчет проводится по п. 60, несли нет — к п. 72.

Организация цикла по числу технологических линий / на t-й УКПГ.

Организация цикла по числу подключаемых скважин ^ на /-й технологической линии Гй УКПГ.

Определение максимальной добывной возможности

скважин /-й технологической линии:^ = V дтахЦк-

Проверка: q^qmaxi? (не превышает ли эта величина допустимую нагрузку технологической линии?). Если нет, то переходят к п. 67, если да — к п. 64.

Проверка: обеспечивает ли подключение kj скважин перекрытие рассогласования, т. е. q^—qTeK j<AQ? Если да, то переходят к п. 65, если нет — к п. 68.

65; 66. Проверка: цикл по числу подключаемых скважин закончен? Если нет, то &j: =^j+l и управление передается п. 62, если да — п. 69.

Определение нагрузки q, j-й технологической линии q^ = = gj—gmax№i остаточного отклонения 6i = AQ, числа работающих скважин (кг раб = К3+ (kj—1) и числа подключаемых скважин kj поДкл = ^—1, управление передается п. 70.

Определение нагрузки технологической линии q$= = дтек j + ^Q, остаточного отклонения 6j: 6j = 0, числа работающих скважин ^jPa6 = Xj и числа отключенных скважин ^Откл = г, управление передается п. 84.

Определение нагрузки технологической линии qj — — q'., остаточного отклонения 6j = AQ—(q^x j—д^, числа рабо-

тающих скважин k5 ^-^Kj-V-kj и подключаемых скважин -^3 подкл==^^

70; 71. Проверка: цикл по числу технологических линий / на 4-й УКПГ закончен? Если да, то управление передается п. 84, «ели нет, то /;=/+! (п. 71) и управление передается п. 61.

Организация цикла по числу технологических линий / на 4-й УКПГ.

Организация цикла по числу z отключаемых скважин на J-й технологической линии, т. е. 2:=1.

Определение числа работающих скважин xj = 7<j—г и минимальной добывной возможности скважин /-й технологической линии:

х

Qj 2 ^mIn ijk-

Проверка: значение добывной возможности скважин q'$ <больше минимального значения производительности /-й технологической линии, т. е. q'^ ^qmmr Если нет, то передача управления п. 79, если да — п. 76.

Проверка: обеспечивает ли отключение эксплуатационных скважин перекрытие рассогласования дчекз— <7/ *<AQ? Если да, то переходят к п. 77, если нет — к п. 80.

77; 78. Проверка: окончен цикл по числу отключаемых скважин 2? Если нет, то z: =2+1 и управление передается п. 74, .если да — то п. 81.

Определяются нагрузка технологической линии ^j = = ^ <7пипий, остаточное отклонение 6j = ^TeKj— Qj, число работающих скважин ^•Раб:=х+1, число отключенных скважин kj откл = 2+1; управление передается п. 81.

Определяются нагрузка технологической линии q^ = = </тек j+AQ, остаточное отклонение 6;=0, число работающих скважин ^раб = х;, число отключаемых скважин 2; управление передается п. 84.

82. Проверка: цикл по числу технологических линий / на 4-й УКПГ окончен? Если нет, то /:=/+! (п. 82) и управление передается п. 73, если да — то п. 83.

Величина AQ принимается равной 6j:AQ = dj.

Определение давления газа на выходе t-й УКПГ:

^коя=Г Р-п+с^ .

85; 86. Проверка: цикл по числу УКПГ на ГДП I окончен? Если нет, то i: =i+l (п. 86) и управление передается п. 56, если да — то п. 7.

Печать результатов. Результаты расчета выводятся на пе-

чать в виде выходного документа «План оперативного распределения заданной(тыс. м3/ч) производительности ГДП на месяц 19год».

АЛГОРИТМ РАСЧЕТА

ОПЕРАТИВНЫХ РЕЗЕРВОВ УКПГ И ГДП,

МАКСИМАЛЬНОЙ И МИНИМАЛЬНОЙ

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЕЙ УКПГ

Приведенный ниже алгоритм определяет «горячие» резервы каждой УКПГ на увеличение (уменьшение) производительно- -сти, а также максимальную и минимальную нагрузку каждой УКПГ.

Порядок расчета по данному алгоритму следующий.

Организация цикла по числу УКПГ на ГДП I, при первом прохождении цикла i : = 1.

Выбор номеров технологических линий /, принадлежащих i-й УКПГ (/=1, /), и числа подключенных и неподключенных -скважин (Kj + Kj = К, Kj и Kj соответственно) к /-й технологической линии (т. е. проводится сортировка массива технологических линий и сортировка массива скважин, принадлежащих этим технологическим линиям).

1 ■^==7,‘ {/}; i = 1, J\ j -- 1, J\

/^W; h=VK; К = К^Кр

Организация цикла по числу технологических линий- / i-й УКПГ:/: =1.

Определение максимальной и минимальной производительностей работающих эксплуатационных скважин, подключенных к /-й технологической линии при изменении давления:

Утахудоб у' Qmaxjk»

^m in уд об = / , VminyTt-

k=l

Определение максимальной нагрузки /-й технологической •линии (для работающих скважин):

Яmax j = В1Ш {{/max h Я max j доб} ■

Определение минимальной нагрузки /-й технологической линии:

^min 5 ПЗЗХ {^min у> 7т1пудоб}«

Определение «горячего» резерва технологической линии на увеличение и уменьшение производительности:

^ij 7max/ 7тек/> ^м if 7теку 7mln j*

Определение добывной возможности всех эксплуатационных скважин, подсоединенных к /-й технологической линии (при фиксированном текущем диаметре проходного сечения устьевого штуцера).

к^к5=к

t/max У доб ~^] Ятах№-

9; 10. Определение общей максимальной и минимальной нагрузки /-й технологической линии:

7max j = min { 7max f доб> 4max j}»

7min 7 = 7111111 /•

; 12. Проверка на окончание цикла по числу технологических линий / из приоритетного списка на i-й УКПГ? /—/=0? Если нет, то /:=/+! и переходят к п. 4, если да — к п. 12.

Определение «горячих» резервов i-й УКПГ на увеличение (уменьшение) производительности:

^=s^/; ян1 = 2чи.

/=1/=1

Определение максимальной и минимальной нагрузки i-й УКПГ:

j «j «

Qmax i = ^ Я max ft Qmin i = ^ 7mln j*

16. Проверка на окончание цикла по числу УКПГ на ГДП i:/— i = 0? Если нет, то i: = i+l и переходят к п. 2, если да — к п. 17.

Вывод результатов R6;, RMi, Qmax n Qmin г на магнитные диски.

На этом расчет по данному алгоритму заканчивается.

Глава IV

ОПЕРАТИВНОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ

ОСНОВНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ

ПОКАЗАТЕЛЕЙ

ЗНАЧЕНИЕ ЗАДАЧ

ОПЕРАТИВНОГО ПЛАНИРОВАНИЯ

Оперативное планирование заключается в периодической детализации плановых заданий, конкретизации их во времени (месяц, декада, сутки, смена и т. д.) и по месту (ГДП, УКПГ и т. д.) и в корректировке этих детализированных планов-графиков по фактическим результатам производственного процесса [11, 48].

Оперативное планирование основных технико-экономических показателей ГДП, характеризующегося сложностью газопромысловых систем добычи и подготовки газа и конденсата, только на основе ручного счета, опыта и интуиции работников планово-экономической службы ГДП —дело трудное и малонадежное с точки зрения достижения наилучшего эффекта хозяйственной деятельности ГДП.

Точность и актуальность оперативного планирования зависят от получения вовремя необходимой информации. Выполнение этого условия тем важнее, чем сложнее экономический процесс разработки и корректировки плана, требующий оперативного решения. Применение современных ЭВМ обеспечивает сбор и обработку необходимой информации, позволяет быстро и надежно подготовить первоначальные планово-экономические параметры, используемые для оперативного планирования основных технико-экономических показателей (ТЭП).

При оперативном планировании ГДП рассматриваются вопросы определения основных ТЭП, составления, корректировки и контроля за оперативным планом выпуска товарной продукции.

РАСЧЕТ И КОНТРОЛЬ

ЗА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИМИ ПОКАЗАТЕЛЯМИ

Оперативный расчет ТЭП работы ГДП осуществляется с целью оперативного контроля за выполнением заданий по выпуску товарной продукции и учета затрат трудовых, материальных и энергетических ресурсов на добычу и подготовку газа и конденсата.

К основным ТЭП основного производства относятся следующие.

Объем выпуска товарной продукции ГДП (газа и конденсата) в единицу времени.

Качество товарной продукции ГДП (давление и температура добываемого газа и конденсата, влагосодержание, содержание сероводорода и углеводородов и т. п.),

Затраты трудовых, материальных и энергетических ресурсов на единицу произведенной ГДП товарной продукции.

Потери газа и конденсата на ГДП.

Контроль за ТЭП выполняется с целью определения отклонения фактических значений ТЭП от заданных и оценки производственной ситуации на ГДП.

Расчет и контроль за ТЭП ГДП осуществляются на основе работы УКПГ, которые сводятся к оперативному контролю за выпуском товарной продукции, качеством выпускаемой продукции и к учету затрат трудовых, материальных и энергетических ресурсов на добычу и подготовку газа и конденсата по каждой УКПГ.

К основным ТЭП работы УКПГ относятся следующие.

Объем выпуска товарной продукции УКПГ (газа и конденсата) в единицу времени.

Качество товарной продукции УКПГ (давление и температура газа, уходящего с УКПГ, влагосодержание, содержание сероводорода и углеводородов и т. п.).

Затраты трудовых, материальных и энергетических ресурсов на единицу произведенной УКПГ товарной продукции.

Потери газа и конденсата на УКПГ.

Расчет и контроль за ТЭП работы УКПГ осуществляются на основе оперативно контролируемых параметров технологического процесса добычи и подготовки газа, а также на основе сведений о затратах трудовых, материальных и энергетических ресурсов на УКПГ.

СОСТАВЛЕНИЕ И КОРРЕКТИРОВКА ОПЕРАТИВНОГО ПЛАНА

ПО ДОБЫЧЕ ГАЗА И КОНДЕНСАТА

Основная цель оперативного планирования выпуска товарной продукции ГДП — оформление суточных заданий по выпуску газа и конденсата для каждой УКПГ и для основного оборудования УКПГ (скважин и технологических линий) исходя из месячного плана выпуска товарной продукции.

Исходной информацией служит следующая.

Месячный (с разбивкой по суткам) план-график выпуска товарной продукции ГДП.

Суммарный месячный объем выпуска продукции.

Производственные возможности оборудования УКПГ (сква-

Жин и технологических линий) на каждые сутки планируемого месяца.

Результаты решения задачи следующие.

В случае выполнимого задания по выпуску товарной' продукции:

оперативный план работы скважин, определяющий на каждые сутки фонд действующих скважин, их рабочие дебиты, а также запасы по мощности;

оперативный план выпуска товарной продукции по ГДП, по каждой УКПГ и по каждой технологической линии.

В случае невозможности выполнения плана выпуска товарной продукции:

сообщение о несоответствии планового задания наличным производственным мощностям;

указания, по каким именно технологическим линиям УКПГ целесообразно повысить производственную мощность.

Результаты решения используются следующим образом.

План работы по каждой скважине и технологической линии выдается персоналу УКПГ, и запасы по мощности хранятся в памяти ЭВМ.

Оперативный план выпуска товарной продукции по каждой УКПГ и по ГДП в целом поступает для решения задач оперативного планирования.

Результаты решения, требующие пересмотра планового задания, направляются руководству ГДП.

Корректировка сформированного оперативного плана выпуска товарной продукции выполняется в следующих случаях.

Изменение плана выпуска товарной продукции.

Изменение производственных возможностей оборудования..

Невыполнение плана за истекший интервал времени, вызывающее необходимость изменения плана на оставшийся промежуток времени.

КОНТРОЛЬ ЗА ВЫПОЛНЕНИЕМ ОПЕРАТИВНОГО ПЛАНА

ДОБЫЧИ ГАЗА И КОНДЕНСАТА

Задача решается с целью определения отклонения фактической добычи газа от плановой по всем подразделениям ГДП (УКПГ, технологические линии), а также для выработки рекомендацией по корректировке плановых заданий на последующие сутки в случае отставания фактической добычи от плановой.

Исходной информацией служит следующая.

Заданные показатели оперативного плана.

Фактические показатели оперативного плана.

Запасы мощности по УКПГ, хранящиеся в памяти ЭВМ.

Результаты решения задачи используются для решения задач оперативного планирования, а также служат рекоменда-

днями для корректировки суточных плановых заданий на оставшийся промежуток времени.

РАСЧЕТ И КОНТРОЛЬ

ЗА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИМИ ПОКАЗАТЕЛЯМИ

Для оценки хозяйственной деятельности ГДП рассчитываются и частично анализируются ТЭП работы ГДП.

Анализ заключается в сравнении показателей с заданным планом и нормами расхода. Задача состоит из двух частей.

Расчет и контроль за ТЭП работы УКПГ при децентрализованной структуре обустройства (или ГС при централизованной структуре обустройства).

Расчет и контроль за ТЭП работы ГДП.

Решение данной задачи позволяет определять следующие ТЭП на уровне УКПГ и ГДП в целом.

Выполнение плана добычи газа и конденсата за смену, сутки и с начала месяца.

Материальные и энергетические затраты за сутки и с начала месяца.

Удельные материальные и энергетические затраты за сутки и с начала месяца.

Отклонения от нормативов удельных материальных и энергетических затрат за сутки и с начала месяца.

Удельные трудовые затраты за сутки и с начала месяца.

Задача решается ежесуточно.

В результате решения задачи формируются массивы ТЭП работы всех УКПГ и массив ТЭП работы ГДП.

Массив ТЭП работы УКПГ включает ТЭП работы смен и всей УКПГ.

В качестве входной информации используются показания приборов расхода материальных и энергетических потоков, данные физико-химических замеров качества природного газа, а также данные табельного учета рабочего времени.

Входная оперативная информация передается персоналом оперативно-производственной службы каждой УКПГ, службой главного энергетика и планово-экономическим отделом. На диспетчерском пункте ГДП сообщения о входных параметрах заносятся в сводную ведомость, которая поступает в ИВЦ. Данные этой ведомости наносятся на машинный носитель информации и вводятся в ЭВМ.

К выходной информации задачи относятся следующие группы ТЭП работы основного производства.

Добыча газа и конденсата за смену, сутки, с начала месяца по УКПГ.

Добыча газа и конденсата за сутки и с начала месяца по ГДП.

Выполнение плана по добыче газа и конденсата за смену, сутки, с начала месяца по УКПГ.

Выполнение плана по добыче газа и конденсата за сутки и с начала месяца по ГДП.

Затраты материальных и энергетических ресурсов за сутки и с начала месяца по УКПГ.

Удельные материальные и энергетические затраты за сутки и с начала месяца по УКПГ.

Среднесуточные показатели качества природного газа по УКПГ.

Потери газа и конденсата по ГДП за сутки.

Выходная информация печатается на алфавитно-цифровом печатающем устройстве в виде документов, которые поступают диспетчеру производственно-диспетчерской- службы, в планово-экономический отдел и служат информацией о ТЭП УКПГ и всего ГДП. Документ позволяет анализировать работу основного производства и принимать необходимые решения для улучшения работы отдельных подразделений, а также выявить узкие места в работе технологических объектов. На основании анализа работы диспетчером ГДП издается распоряжение, направленное на улучшение работы основного производства.

Для сравнения результатов работы УКПГ и ГДП по сменам и суткам в долговременном запоминающем устройстве цифровой ЭВМ хранятся ТЭП работы объектов основного производства за предыдущую смену и предыдущие сутки. Кроме этого, в долговременном запоминающем устройстве накапливаются данные о ТЭП работы УКПГ и ГДП с начала месяца.

Алгоритм расчета и контроля за ТЭП включает следующие этапы.

Ввод исходных данных.

Расчет выполнения плана добычи газа и конденсата ^-й сменой на /-й УКПГ за сутки:

Р6 =-9^-100; ак= -5^-100, Qnjk^njk

где Q^-, Gjk — добыча газа и конденсата за ^-ю смену на /-й УКПГ соответственно, Qnjk, Gnjk — плановая добыча газа и конденсата за ^-ю смену на /-й УКПГ соответственно.

Расчет добычи газа и конденсата за ^-ю смену на /-й УКПГ с начала месяца:

Q^i к = Qcjk + Qjh, GMfk = Gc;-h + Gjhl

где Qcjhl GCjk — добыча газа и конденсата 6-й сменой на /-й УКПГ с начала месяца по предыдущие сутки.

Расчет выполнения плана добычи газа и конденсата 6-й сменой на /-й УКПГ с начала месяца:

Ал = ^ 100; ал = ^-100,

4nMjkunMjk

где QnMjk, GnMjk — плановая добыча газа и конденсата ^-ой сменой на /-й УКПГ с начала месяца соответственно.

Расчет добычи газа и конденсата на /-й УКПГ за сутки: кк

Расчет выполнения плана добычи газа и конденсата на /-й УКПГ за сутки:

Р, = -5^-100; а, = —52—100,

' 0ц 5О„,

где Qnj, GHj — плановая добыча газа и конденсата на /-й УКПГ за сутки.

Расчет добычи газа и конденсата на /-й УКПГ с начала месяца:

Qmj — Qc/ + Qb GMJ- = Gcj + Gj,

где Qcj, Gcj — добыча газа и конденсата соответственно с начала месяца на /-й УКПГ по предыдущие сутки.

Расчет выполнения плана добычи газа и конденсата на /-й УКПГ с начала месяца:

Рм, = -^-100; ом,= -^-100;

ЧПМуЧам/

где QMj, GMj — добыча газа и конденсата на /-й УКПГ с начала месяца соответственно; QnMj, GnMj — плановая добыча газа и конденсата на /-й УКПГ с начала месяца.

Расчет материальных затрат по /-й УКПГ с начала месяца:

WMj = WcjW}; SM, = SC/ + S/;

vMi = vcj + vj; HMj = Hcj^Hf,

EMj = Ecj + Ej\ BMj = BCj -{- B^

Tike D^, U7Mj, KMj, E^j, INMj, SMj, HMj, B^j — соответственно расход ДЭГа, электроэнергии, воды, метанола, ингибитора коррозии, пара, воды на производство пара и газа на производство пара по /-й УКПГ с начала месяца по предыдущие сутки; DCj, Wcj, Vcj, ECj, INCj, SCj, HCj, BCj — соответственно расход ДЭГа, электроэнергии, воды, метанола, ингибитора коррозии, пара, воды на производство пара и газа на производство пара на /-й УКПГ с начала месяца; Dj, Wj, Vj, Ej, INj, Sj, Hj, Bj — соответственно расход ДЭГа, электроэнергии, воды, метанола, ингибитора коррозии, пара, воды на производство пара и газа на производство пара по /-й УКПГ за сутки.

Расчет удельных материальных и энергетических затрат по УКПГ за сутки:

178

dj = Dj/Qf, т} = INi/Qy,

Wj = Wj/Qf, 8, = Sj/Qj;

ui ~ ^jiQb ^ = Hj/Sj;

Sj = Ej/Q,-; bj = Bj/Sf,

где dj, wjt Vj, ej, irij, Sj, hj, bj — соответственно удельные расходы ДЭГа, электроэнергии, воды, метанола, ингибитора коррозии, пара, воды на производство пара и газа на производство пара по /-й УКПГ за сутки.

Расчет удельных материальных и энергетических затрат по /-й УКПГ с начала месяца:

^/ = DMj/QMj; шм/- = IN^/Q^f

Wwj ~ WMj/QM)*; sMj = SMj/QMj,

ум/ = ^m//Qmj> h-Mj = HMj/SMj;

eMj = EMj/QMj; bMj = BMj/SMjl

где d^j, wMj, v^j, e^j, inMj, sMj, hMj, bMj — удельные расходы ДЭГа, электроэнергии, воды, метанола, ингибитора коррозии, пара, воды на производство пара и газа на производство пара по /-й УКПГ с начала месяца соответственно.

Расчет отклонений от нормативов удельных материальных и энергетических затрат по /-й УКПГ за сутки:

Д^ = dj — da; Ае} = е$ — еа\

Awj = Wj — wa; Мп3 — irtj — inQ;

^Vj = Vj~ y0; Asj = Sj — soi

где Adj, Awj, Av,, Aej, Aifij, As, — соответственно отклонение от нормы удельного расхода ДЭГа, электроэнергии, воды, метанола, ингибитора коррозии и пара по /-й УКПГ за сутки; da, wa, и а, еа, ina, sa — соответственно норма расхода ДЭГа, электроэнергии, воды, метанола, ингибитора коррозии и пара.

Расчет отклонений от нормативов удельных материальных и энергетических затрат по /-й УКПГ с начала месяца:

^dMj = dMj dQ; &ем, = ему eo;

^№j = wMj — w0; Mn^j = inMj — ma;

&)Mj = yM/ — uQ; AsMi = sMi — sa,

где AdMj, AwMj, AvMj, AeMj, AinMj, AsMj — соответственно отклонение от нормы удельного расхода ДЭГа, электроэнергии, воды, метанола, ингибитора коррозии и пара по /-й УКПГ с начала месяца.

Расчет среднесуточных показателей качества газа по Н УКПГ:

П=1Л=1

где Prj, TTj, TVj, Tuj — среднесуточное значение давления, температуры, точки росы по воде, точки росы по углеводородам газа, уходящего с /-й УКПГ соответственно; Prnj, Trnj, Т^, Tunj — замер давления, температуры, точки росы по воде, точки росы по углеводородам, уходящем с /-й УКПГ; N— число замеров в сутках.

Расчет добычи газа и конденсата по ГДП за сутки:

О”^ G = 1G>-

Расчет выполнения плана добычи газа и конденсата по ГДП за сутки:

Р = _Я_Ю0; о = —100, QnGn

где Qn, Gn — плановая добыча соответственно газа и конденсата по ГДП за сутки.

Расчет материальных и энергетических затрат по ГДП за сутки:

0=5, О,; IN = g IN,;

^ = S^; s = ES/;

V = t>Vi- H = ^Hf, Е=^’ B=^Bi-

где D, W, V, E, IN, S, H, В — расход ДЭГа, электроэнергии, воды, метанола, ингибитора коррозии, пара, воды на производство пара, газа на производство пара по ГДП за сутки соответственно.

Расчет добычи газа и конденсата по ГДП с начала месяца:•

QM = Qc + Q; gm = gc + g,.

где QM, GM — соответственно добыча газа и конденсата по ГДП с начала месяца, Qc, Gc — соответственно добыча газа и конденсата по ГДП с начала месяца по прошедшие сутки.

Расчет выполнения плана добычи газа и конденсата по ГДП с начала месяца:

Рм = -^- 100; <г„ = -^-100, ЧПМОпм

где рм, Ом — добыча газа и конденсата по ГДП с начала месяца; QnM, Спм — плановая добыча газа и конденсата по ГДП с начала месяца.

Расчет материальных и энергетических затрат по ГДП с начала месяца:

Dm=Dc4-D; Вм = £с + £; /7м=Яс + Я;

^м = ^с + ^; INM = INC-HN; ВМ^ВС + В;

4 = 4 + ^, SM = SC+S; ЭМ=ЭС + Э,

где DM, 1ГМ/ Ум, Вм, INM, SM, Нм, Вм, Эм— соответственно расход ДЭГа, электроэнергии, воды, метанола, ингибитора коррозии, пара, воды на производство пара, газа на производство пара, а также электроэнергии на подачу воды по ГДП с начала месяца; Dc, Wc, Vc, Ес, INC, Sc, Hc, Bc, Эс — расход ДЭГа, электроэнергии, воды, метанола, ингибитора коррозии, пара, воды на производство пара, газа на производство пара и электроэнергии на подачу воды по ГДП с начала месяца по предыдущие сутки соответственно; Э — расход электроэнергии на подачу воды по ГДП за сутки.

Расчет удельных материальных и энергетических затрат по ГДП за сутки:

d = D/Q; е = E/Q; h H/S;

w = W/Q; in = IN/Q; b = В/S;

у = ]//Q; s = S/Q; э = Э/У,

где: d, w, u, e, in, s, h, b, э — соответственно удельный расход ДЭГа, электроэнергии, воды, метанола, ингибитора коррозии, пара, воды на производство пара, газа на производство пара и электроэнергии на подачу воды по ГДП за сутки.

Расход удельных материальных и энергетических затрат по ГДП с начала месяца:

4 = DJQm; ем = BM/QM; 4 = BM/SM;

= 4/4; inM = INH/QM; 4 = BM/SM;

ум ~ 4/4» sm ~ 4/4? 5M ~ 4/4,

где dM, wM, uM, eM, inM, sM, /iM, bM, эм — удельный расход ДЭГа, электроэнергии, воды, метанола, ингибитора коррозии, пара, воды на производство пара, газа на производство пара и электроэнергии на подачу воды по ГДП с начала месяца.

Расчет отклонений от нормативов удельных материальных и энергетических затрат по ГДП за сутки:

Ml = d — da; Ае = е — еа;

Мю = w — дао; Мп = in — inQ;

М ~v — va; М = s — sa,

где Ad, Ада, M, М, Мп, As — отклонения от норм соответственно удельного расхода ДЭГа, электроэнергии, воды, метанола, ингибитора коррозии и пара по ГДП за сутки.

Расчет отклонений от нормативов удельных материальных и энергетических затрат по ГДП с начала месяца:

AdM ~ ^м da; Дем = ем еа;

&wm =^ ^inM = ^м — wQ\

Аум = ум исй ^sm = sm saj

где AdM, Адам, Аим> А^м, Мпм, AsM— отклонения от нормы удельного расхода ДЭГа, электроэнергии, воды, метанола, ингибитора коррозии и пара по ГДП с начала месяца соответственно.

Печать результатов расчета.

СОСТАВЛЕНИЕ И КОРРЕКТИРОВКА

ОПЕРАТИВНОГО ПЛАНА

ПО ДОБЫЧЕ ГАЗА И КОНДЕНСАТА

Цель данной задачи — разработка суточных планов основных производственных объектов ГДП исходя из месячных заданий, а также корректировка планов в соответствии с директивными заданиями по добыче и реализации газа и конденсата [72].

Составление и корректировка оперативного плана по добыче газа и конденсата предусматривают следующее.

Расчет производственной мощности ГДП.

Распределение месячного объема — задание по суткам планируемого месяца.

Распределение объемов добычи газа и конденсата по производственным подразделениям.

Исходной информацией для формализации данной задачи служат сведения о переходящем на планируемый месяц эксплуатационном фонде скважин и коррекция их в соответствии с фактическим состоянием этого фонда к моменту составления оперативного плана.

Производственная мощность УКПГ на каждые сутки планируемого месяца определяется исходя из графиков ремонта скважин и графиков ремонта наземного оборудования и принимается равной наименьшей из двух величин — суммарного 182

суточного Дебита действующих в данные сутки скважин и суммарной суточной производительности действующих в эти сутки технологических линий.

Далее суточная мощность всех УКПГ данной ГС при централизованной структуре обустройства сопоставляется с суточной производительностью технологических линий УНТС этой ГС, выводится суточная сбалансированная мощность по ГС в целом как наименьшая между названными величинами. Подобный расчет повторяется на каждые сутки. Затем суммарный месячный объем добычи распределяется по суткам планируемого месяца пропорционально суточным производственным мощностям. После временного распределения объема добычи осуществляется распределение суточных объемов задания по всем основным производственным подразделениям: ГС, УНТС, УКПГ и скважинам. Это распределение заключается в делении суммарного суточного объема добычи на части, пропорциональные мощностям этих подразделений.

Распределение объема добычи по скважинам состоит в определении рабочего дебита скважин на каждые сутки в соответствии с объемом добычи, назначенным УКПГ, к которым относятся эти скважины.

Все плановые показатели, определенные на каждые сутки планового месяца, выводятся на печать и служат основанием для составления суточных заданий диспетчерам УКПГ, а также хранятся в памяти ЭВМ для решения задач контроля за выполнением оперативного плана.

Корректировка оперативных планов проводится по тому же алгоритму при изменениях в суточных заданиях по выпуску газа и изменениях в графиках ремонта наземного и подземного оборудования.

Данная задача решается со следующей периодичностью.

Месячный расчет осуществляется 25-го числа каждого месяца.

Корректировочные расчеты проводятся в течение месяца по мере изменений во входной оперативной информации.

Алгоритм расчета производственной мощности ГДП включает следующие этапы.

Определяется фонд действующих скважин на каждые Л-е сутки:

F„(X) = F(X-1) + F(X)BB + Г(Х)ВЫВ; X = 1,2X„,

где Г(Х—1)—фонд скважин, действующих на начало Х-х суток, переходящих с (X—1)-х суток ^-го месяца; F^—фонд действующих скважин, переходящих на начало первых суток месяца; F(X)BB — скважины, вводимые в эксплуатацию в Х-е сутки; F(X)BbIB— скважины, выводимые из эксплуатации в Х-ё сутки.

Фонд скважин, выводимых из эксплуатации, складывается из скважин, выходящих на ремонт и выводимых на консервацию или ликвидацию.

Фонд скважин, вводимых в эксплуатацию, складывается из скважин, выходящих из ремонта и вновь освоенных.

Определяются максимально допустимые суточные дебиты скважин на каждые Х-е сутки.

На первые сутки (Х=1) максимально допустимый дебит каждой действующей скважины принимается равным входному на начало месяца дебиту:

Smax (1)</= Sbx (&)<Ь ^=J,2, ... , D,

где g^(k)d — входной дебит d-и действующей скважины на начало ^-го месяца.

Для скважин, находящихся на начало месяца в ремонте, дебит принимается нулевым:

Smax(l)r = 0;Г=1, 2, . . . , R.

Далее на каждые следующие Х-е сутки дебиты определяются по формуле

Smax i W = Smax (^ О» * = 1 * 2, . . . , J;

Для скважин, вводимых в эксплуатацию в Х-е сутки после ремонта или освоения, максимальный суточный дебит принимается равным суточной норме отбора, устанавливаемой геологической службой ГДП:

Smax Wbb ~ S Wh’

Для скважин, выводимых из действующего фонда в Х-е сутки на ремонт или ликвидацию, дебит принимается нулевым:

Smax (^)выв ~ О*

Далее определяются слагаемые производственной мощности ГДП на каждые Х-е сутки.

Определяется суточная добывная мощность v-й УКПГ как сумма максимально допустимых суточных дебитов всех действующих на данные сутки скважин, относящихся к v-й УКПГ.

^V = ^] gmaXO V== L 2, . . . , N.

Находится суточная пропускная способность каждой v-й УКПГ как сумма среднесуточных производительностей Pj всех действующих в эти сутки технологических линий v-й УКПГ.

При этом Р^ принимается равной либо нулю, если /-я технологическая линия в данные сутки ремонтируется, либо среднесуточной производительности линии.

jv

Pv=2^; v = 1, 2, . . . , N.

Определяется суточная сбалансированная мощность каждой УКПГ в зависимости от соотношения дебитов скважин этой УКПГ и ее пропускной способности:

_ Sv, если Sv <PV|

Pv, если Л, < Sv, v = 1, 2, . . N. J

Для месторождений, имеющих по одной УКПГ, мощность по газу определяется сбалансированной мощностью, соответствующей УКПГ.

Ге = И,ме,

где е — индекс месторождения.

Для месторождений, имеющих двухступенчатую структуру сбора и подготовки газа, мощность рассчитывается в два этапа.

Находится мощность первой ступени подготовки газа как суммарная сбалансированная мощность всех УКПГ, работающих на m-ю ГС данного месторождения:

nv

Мт = ^^; т = 1;2.

v=l

Определяется суточная пропускная способность второй ступени как сумма среднесуточных производительностей всех работающих в эти сутки технологических линий соответствующих УНТС:

. , й;

где о — индекс технологической линии ф-й УНТС; Q^ — число линий на УНТС; ф — индекс УНТС.

Мощность месторождения в целом определяется сопоставлением сбалансированной мощности первой ступени и пропускной способности второй ступени

^т» если Nm Пт;

^е Пт, если Пт < ^т,

т= 1, 2 . . .

Мощность газодобывающего предприятия в целом есть сумма мощностей всех месторождений:

Ve = S v=.

8=1

Алгоритм распределения месячного объема-задания по суткам планируемого месяца включает следующие этапы.

Месячное задание по добыче газа Q3 сопоставляется с месячной мощностью ГДП Уе (к). Подсчитывается рассогласование между ними:

6 = £3(6)-^).

Оценивается абсолютная величина рассогласования.

Если |6|^А, то объем задания не превосходит мощность более чем на допустимую величину А и дальнейшее решение осуществляется по формулам 3-го этапа.

Если |6| >0, то дополнительно оценивается знак рассогласований.

В случае 6<0, объем задания меньше мощности, плановые нагрузки определяются по формулам 4-го этапа. В противном случае объем задания превышает мощность ГДП и соответствующее решение принимается на 5-м этапе.

Задание по выпуску газа на каждые сутки X соответствует суточным мощностям ГДП:

0(Х)=У8(Х); Х = 1,2, . .30 или 31.

Распределяется месячное задание ГДП по суткам месяца пропорционально суточным мощностям ГДП:

Q3(X) = М0.1^.; X — 1, 2, 3, . . . , X.

В случае превышения месячного задания над имеющейся мощностью на каждые Х-е сутки выделяются УКПГ, обеспечивающие выполнение плана.

Если выполняется условие

NЧ

q= № < S,Sv №' Sv № = ^ Sv (М’

означающее, что объем задания не превосходит суммарную до- бывную мощность всех УКПГ, то лимитирующими являются те УКПГ, у которых в данном месяце проводится ремонт технологических линий.

Если имеет место соотношение

N

Q3W>5]Sv(^

V—1

то недостаточна добывная мощность скважин. Лимитирующими являются УКПГ, скважины которых подлежат ремонту в данном месяце.

Информация об УКПГ, обеспечивающих выполнение планового задания, выводится на печать.

Алгоритм распределения объема добычи газа и конденсата по производственным подразделениям включает следующие этапы.

Распределение объемов добычи в случае равенства задания мощности объединения:

Q(A) = Ке; 8 = 1, 2 . . .

Плановый объем добычи газа по 8-му месторождению равен его мощности:

Qe = Vg, 8 = 1,2 . . .

Плановый объем добычи по v-й УКПГ равен ее мощности:

Qv = ^v*. v = 1, 2, . . . , Ng.

Суточный объем добычи i-й скважины равен ее максимально допустимому суточному дебиту, и эта же величина является суточным рабочим дебитом:

ёраб г = Smax I-

Соответственно коэффициент использования скважин по дебиту будет максимальным, т. е.

Лисп i = ^max Vgpa6 i *

Запасы мощности как разность между мощностью и плановой нагрузкой для всех уровней управления будут нулевыми:

^ = 0; /?v = 0; >е = 0; ^s = 0.

Распределение объемов добычи в случае превышения месячной мощности над объемом задания.

В пределах каждых суток объем задания по всем уровням управления определяется пропорционально их мощностям.

Qg^QVgjV^ 8 = 1,2, . . . ,Е.

ПоУКПГ

Qv = QeKv/I/6; v = l,2, . . . ,N.

Далее по каждой v-й УКПГ определяется коэффициент использования скважин по дебиту:

Лиспу = Qv/Sv, V = 1, 2, . . . , Ng.

Рассчитанный коэффициент Y]Hcnv сравнивается с предельным минимально допустимым т]исп. Если т]испу превышает минимальный предельно допустимый коэффициент использования скважин, то рабочие дебиты скважин по газу v-й УКПГ устанавливаются равными:

Spa6 ~ Smax г Лисп v-

Если величина T]McnV мала, то часть малодебитных скважин резервируется, а у оставшихся увеличивается рабочий дебит, а следовательно, и коэффициент использования.

Установление рабочих дебитов скважин контролируется равенством:

^Spa6 i = 6V.

Рассчитываются запасы мощности на всех уровнях управления:

^z ~ Smax Spa6 z’ ^е = ^е ®е»

R^ = /lv Qvi R ~ 2ше.

Рассчитываются плановые показатели добычи конденсата. Дебит по конденсату определяется исходя из дебита по газу и нормативных величин: содержания конденсата в газоконденсатной смеси ак и коэффициента отбора конденсата по данной скважине Лк.отб г-

Ski ~ Si^K^H-oTO-

Определяются суточные объемы добычи конденсата на всех уровнях управления путем суммирования объемов добычи на соответствующих подуровнях:

по УКПГ как сумма добычи по скважинам, к ней подсоединенным

QkV = ^ Sitz’

по е-му месторождению как сумма добычи по всем v-m УКПГ, обустроенным на нем

Qk6 = V ^vi

по ГДП как сумма добычи по всем месторождениям

п

Qk8 = У QrE-

8=1

КОНТРОЛЬ ЗА ВЫПОЛНЕНИЕМ

ОПЕРАТИВНОГО ПЛАНА ДОБЫЧИ ГАЗА

И КОНДЕНСАТА

Задача решается с целью определения отклонения фактической добычи газа и конденсата от плановой, а также внесения корректив в плановые задания по газу в соответствии с имеющимися отклонениями [72].

Проверка плана осуществляется ежесуточно. На каждые сутки определяются отклонение фактической добычи газа и конденсата от плановой, фактические и плановые объемы добычи газа и конденсата нарастающим итогом с начала месяца и нарастающий итог отклонения фактической добычи от плановой. Если нарастающий итог отклонения по газу в целом для ГДП на конец данных суток отрицателен, определяется допустимое по запасам мощности увеличение планового задания на последующие сутки, равное возникающему отставанию.

При распределении дополнительных заданий между УКПГ вначале проверяется возможность повысить задание только у тех УКПГ, которые за истекший период имели отставание по плану. Если запасов мощности у этих УКПГ недостаточно, увеличивается плановое задание и у тех УКПГ, которые справились с планом. Запасы мощности рассчитываются предварительно на стадии разработки оперативного плана и представляют собой превышения суточной мощности производственных подразделений над запланированными по ним объемами добычи газа.

Плановые запасы мощности корректируются в соответствии с фактическим состоянием оборудования на конец отчетных суток.

Алгоритм решения задачи включает следующие этапы.

Подсчитывается фактическая суточная добыча газа и конденсата:

по каждому е-му месторождению

N

<?r.»eW=SQr.4v, v=l, 2N;

V=1

N

9к.Ф e W = У Ок.ф v, v=l

по ГДП в целом

E

Для всех уровней управления (УКПГ, месторождения и в целом по ГДП) определяют следующие показатели.

Отклонение фактической добычи газа и конденсата от плановой на Х-е сутки:

«г (Ч = QM (Ч - <?г.ял (Ч: х = 1, 2£2К;

6„(Ч = ек.ф(Ч-<?„.пл(Ч:

Процент выполнения плана за Х-е сутки:

л-(Ч = -^-100%;

Уг.пл КМ

Лк(Ч=-7^-100%.

ЧК.ПЛ

Нарастающий итог добычи газа и конденсата по плану с начала месяца на текущие сутки:

хт

Qr^(^)=gQnnW;

Нарастающий итог фактической добычи газа и конденсата с начала месяца на текущие сутки:

Рг.Ф (М = ^] Qr-Ф Wi

<2к.Ф(М = ^<Ш

Нарастающий итог отклонения фактической добычи газа и конденсата от плановой с начала месяца на текущие сутки:

Процент выполнения плана нарастающим итогом:

ЙГ(М = -J4*4 '00%;

Спл (^т)

Йк(хт) = -7АМ_юо%.

Спл (^т)

Рассчитанные показатели выводятся на печать в виде документа «Итоги выполнения плана добычи газа и конденсата за число месяца».

Проверяется знак нарастающего отклонения фактической добычи газа от плановой в целом по ГДП:

^(Лт) < 0?

Если величина отрицательная, то проверяется ее абсолютное значение. Если |6(АТ) >е(Л) |, где e(Z)—допустимое отставание фактической добычи от плановой, то осуществляется коррекция планового задания на последующие (Хт+1)-е сутки. В противном случае коррекция не проводится.

Коррекция величины задания проводится в первую очередь для тех УКПГ v = g, у которых возникло недовыполнение плана по нарастающему итогу, т. е.

3v(M<o.

Для этого суммарный запас мощности на (Лг+1)-е сутки по УКПГ, имеющим отрицательный нарастающий итог отклонения, сравнивается с величиной 6(ЛТ), рассчитанной по объединению в целом:

(87)

где | — индекс УКПГ, не выполнившей план по итоговому результату на Х-е сутки.

Если условие (87) выполняется, то дополнительное задание на следующие сутки принимается равным недовыполнению плана:

AQ(XT+1) = W

Дополнительное задание каждой ^-й УКПГ назначается пропорционально запасу ее мощности:

№т+ 1)

Если условие (87) не выполняется, то дополнительное задание на каждую ^-ю УКПГ назначают равным ее запасу мощности:

А^(Ч + 1) = ^(^ + П.

Остальную величину дополнительного задания

AQ^ + O-si^fV-H)

распределяют между УКПГ, не имеющими за истекший период отставаний от плана.

Распределение осуществляется аналогично описанному.

Первоначальное, дополнительное и скорректированное плановые задания по УКПГ, месторождениям и в целом по ГДП выводятся на печать в виде документа «Рекомендации по корректировке планового задания по добыче газа на число месяца».

Глава V

КОМПЛЕКС ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ УПРАВЛЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИМИ ПРЕДПРИЯТИЯМИ

СТРУКТУРА КОМПЛЕКСА

ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ

Эффективность управления технологическими объектами может быть достигнута лишь при условии оснащения системы управления ГДП современным комплексом технических средств, обеспечивающих выполнение функций системы и отвечающих повышенным требованиям к надежности, точности и эксплуатационным характеристикам.

Комплекс технических средств системы управления ГДП представляет собой совокупность технических устройств, предназначенных для реализации процессов управления, а также процессов сбора, передачи, обработки, хранения и воспроизведения информации о работе технологических объектов с целью обеспечения наиболее эффективного решения задач. Комплекс технологических средств оперативного управления должен обеспечить [39, 41] следующее.

Сбор и первичную обработку информации во всех подразделениях ГДП.

Обмен информацией между подразделениями ГДП и ИВЦ. Централизованное решение комплекса задач управления.

Необходимую точность и достоверность переработки информации на всех этапах переработки.

Комплекс технических средств оперативного управления ГДП представляет собой совокупность следующих устройств.

Сбора, первичной обработки и регистрации информации на УКПГ и ГС.

Первичной обработки информации в подразделениях ГДП.

Передачи информации с УКПГ и ГС и подразделений ГДП в ИВЦ и обратно.

Централизованной обработки информации в ИВЦ.

Отображения информации.

Основные источники информации о процессах добычи и подготовки газа— аппаратура и приборы для исследований пластов и скважин, позволяющие получать газогидродинамические характеристики объектов добычи, а также измерительные датчики, определяющие значения технических параметров объектов подготовки газа.

В качестве средств сбора, первичной обработки и регистрации информации на УКПГ предполагается использовать следующие устройства.

Системы централизованного контроля и управления основным производством, осуществляющие контроль и управление всеми объектами основного производства (скважины, газосборная сеть, УКПГ). С их помощью собирается и фиксируется вся информация о технологических процессах добычи и подготовки газа и конденсата к транспорту таким образом, чтобы в любое время можно было представить полную картину эксплуатации объектов основного производства.

Регистрирующие устройства, осуществляющие печать основных параметров технологического процесса.

Фактурные машины, которые предназначены для составления и обработки первичных документов.

В качестве средств первичной обработки данных в подразделениях ГДП предполагается использовать настольные клавишные ЭВМ.

В качестве средств передачи информации с УКПГ и ГС и подразделений ГДП и обратно в ИВЦ предполагается использовать следующие устройства.

Систему телемеханики, контролируемые пункты которой устанавливаются на всех УКПГ, — составную часть комплекса технических средств системы управления основным производством, предназначенных для осуществления функций телеизмерения (ТИ), телесигнализации (ТС), телеуправления (ТУ), телерегулирования (ТР), аварийной сигнализации.

Аппаратуру передачи данных (АПД), устанавливаемую на УКПГ, ГС и ИВЦ и предназначенную для передачи сообщений в ИВЦ с технологических объектов и в обратном направлении.

В качестве средств централизованной обработки информации ГДП используются ЭВМ, устанавливаемые в ИВЦ ГДП.

Для реализации и эффективного решения задач управления ГДП необходимо использовать современные ЭВМ с развитой номенклатурой устройств ввода — вывода (перфолента, перфокарта, широкая печать, клавиатура) и внешних запоминающих устройств большой емкости (магнитные ленты, диски или барабаны).

ЭВМ должна обеспечивать возможность работы в монопро- граммном режиме, иметь развитую систему прерываний и математического обеспечения по обработке больших массивов технологической и технико-экономической информации.

К таким ЭВМ, серийно выпускаемым отечественной промышленностью, относятся машины «третьего поколения» серии АСВТ-М, система малых ЭВМ и ЕС ЭВМ.

Выбор вычислительной машины для реализации алгоритмов управления основным производством определяется составом задач, решаемых системой. К ЭВМ, используемой в системе управления ГДП, предъявляются следующие основные требования.

Возможность совместной работы с системой телемеханики.

Разнообразие устройств ввода и вывода информации (на перфокартах, перфолентах, алфавитно-цифровая печать).

Возможность получения выходных и итоговых данных в форме требуемого документа, пригодного для непосредственного использования.

Легкость и удобность программирования.

Наличие разработанных и отлаженных программ.

Большая емкость оперативных и внешних запоминающих устройств.

Высокое быстродействие и многопрограммность решения задач.

Высокая надежность в эксплуатации.

Функционирование систем управления технологическими объектами ГДП осуществляется диспетчером с пульта управления по системе телемеханики или по каналам связи. Командная информация по управлению формируется диспетчером для ее передачи на объекты основного производства на основании расчетов, выполняемых в результате обработки на ЭВМ текущей информации о ходе технологических процессов, а также при необходимости корректировки технологических режимов из- за появления аварийных ситуаций.

Задача управления основным производством охватывает широкий круг вопросов, связанных с управлением технологическими процессами добычи и подготовки газа и конденсата к транспорту с учетом наличия эффективных и надежных средств местной автоматики, через которые осуществляются регулирование и управление технологическими процессами ГДП.

ПРИБОРЫ И АППАРАТУРА

ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ

О ГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТАХ И СКВАЖИНАХ

Управление ГДП выдвигает на первый план проблему совершенствования как технической базы, так и методов обработки результатов исследований скважин на основе использования электронно-вычислительной техники и экономико-математических методов. Эта проблема связана с созданием высокоэффективных скважинных и устьевых приборов с повышенными метрологическими и эксплуатационными характеристиками, которые обеспечили бы при одной спуско-подъемной операции одновременное определение нескольких параметров газового

пласта. В системе управления ГДП газовая скважина — основной источник информации, через которую осуществляется как получение основного продукта (газ, конденсат), так и воздействие на продуктивные пласты. Вместе с тем и все основные параметры продуктивных пластов как исходные, так и эксплуатационные (текущие) можно определить с наибольшей точностью лишь непосредственным исследованием скважин исследуемого месторождения [53, 56].

Такие исследования включают как измерение параметров непосредственно на забое, по продуктивному разрезу и на устье скважины, так и вычисление других параметров по известным соотношениям с использованием результатов скважинных измерений.

Информационные потоки поступают от объекта исследований— скважины как перед началом (в период разведки), так и в процессе разработки продуктивной залежи в результате проведения промысловых, геофизических, газогидродинамических, газоконденсатных, физико-химических и гидрогеологических исследований.

Для разработки системы управления ГДП необходимы учет и анализ результатов всех указанных исследований скважин и пластов с целью научного прогнозирования характеристик газовой залежи на период дальнейшей эксплуатации и для выбора правильной стратегии управления скважинами.

Непрерывность процесса добычи газа требует аналогичной методики получения первичной информации, ее анализа и выработки управляющих воздействий. Поэтому возникает необходимость в непрерывном поступлении информации о скважине, начиная со стадии бурения и до полного истощения (обводнения) газового месторождения. Только при непрерывном и своевременном поступлении информации о газовом пласте можно осуществить регулирование процесса отбора газа по месторождению и, как следствие, управление продвижением пластовой воды в залежи. Этим создается реальная возможность управлять процессами разработки газового месторождения с целью получения максимального коэффициента газоотдачи.

Вместе с тем большая инерционность физических процессов, связанных с разработкой месторождения, позволяет проводить комплекс необходимых исследований периодически, что удешевляет и упрощает их технически. Этой же цели служит и объединение измерений различных параметров в один цикл спуска-подъема скважинного прибора, т. е. комплексирование различных датчиков и приборов в одной комплексной информационно-измерительной системе. Кроме того, построение системы управления ГДП на базе современных принципов высокоточных измерений, регистрации, передачи и автоматической обработки больших массивов информации требует на всех этапах

прохождения потока информации ее дискретизации и кодирования.

Для проведения исследований газовых и газоконденсатных месторождений создана серия скважинных и устьевых приборов и устройств. Это в первую очередь комплексная лаборатория «Глубина», устьевая аппаратура «Искатель», а также приборы «Метан», «Пласт», «Гелий».

Комплексная лаборатория «Глубина» используется для исследования скважин газовых и газоконденсатных месторождений. Она представляет собой комплекс глубинной, устьевой, наземной аппаратуры и оборудования и предназначается для получения многомерных параметров газоносного пласта в действующей газовой скважине за одну спуско-подъемную операцию [15, 16].

Конструктивно комплексная лаборатория «Глубина» состоит из БД С — блока датчиков скважинных, «Испытателя» (устьевых датчиков) и вторичной измерительной аппаратуры (рис. 41).

Вторичная аппаратура комплексной лаборатории «Глубина» монтируется на геофизической станции типа АКС/Л-7. Это обеспечивает получение наряду с геофизическими также газогидродинамических параметров.

В процессе проведения исследований в скважине спускоподъемные операции выполняются с помощью каротажного подъемника типа ПК-2; каналом связи между глубинным прибором БДС и вторичной аппаратурой служит каротажный ка-

Рис. 41. Блок-схема комплексной лаборатории «Глубина» в системе управления ГДП.

С—скважина; СД — скважинный датчик; УД — устьевой датчик; РА — регистратор аналоговый; ЭК — электрокоммутатор; БК — блок команд; ЧЭ — частотомер электронный; ТИПУ — малогабаритное печатающее устройство; ПСПИ — пункт сбора и подготовки информации; ЭВМ — электронно-вычислительная машина; 770 — производственное объединение; ИВЦ — информационно-вычислительный центр

бель типа КОБДФМ-2 (диаметр кабеля 5,7 мм) как наиболее приемлемый при проведении исследования в действующей газовой скважине через лубрикатор.

Скважинный блок БДС состоит из трех датчиков: скорости потока газа, температуры и давления. В процессе проведения замеров все три параметра одновременно преобразуются в частотные сигналы. Сигналы через каротажный кабель передаются во вторичную аппаратуру.

Конструктивно блок БДС состоит из чувствительных элементов, шасси, плат, муфты и кожуха.

Чувствительный элемент для измерения скорости потока газа — аксиальная крыльчатка. Поток газа, проходя через внутреннюю плоскость корпуса чувствительного элемента, воздействует на лопасти крыльчатки и приводит ее во вращение с угловой скоростью, пропорциональной скорости потока газа.

Чувствительный элемент для измерения давления состоит из камеры с мембраной, на которую навинчивается корпус. В последнем размещены два электромагнита и кольцо со струной. Принцип работы заключается в следующем. Среда, давление которой измеряется, сообщается с полостью камеры. Газ под давлением воздействует на мембрану, которая в свою очередь сдавливает кольцо, имеющее перемычку-струну, и упирается диаметрально противоположной от мембраны стороной в опорный винт, который жестко соединен с корпусом. С увеличением давления мембрана воздействует на кольцо, повышая жесткость струны, и, следовательно, меняется резонансная частота ее собственных колебаний.

Термометр включает в себя чувствительный элемент и кожух. Чувствительный элемент состоит из двух термозависимых резисторов, представляющих собой катушки из никелевого микропровода. Терморезисторы заключены в герметичный кожух из нержавеющей стали.

Чувствительный элемент включен в схему электронного генератора, состоящего из двухкаскадного усилителя и катодного повторителя. Элементы схемы с терморезистором чувствительного элемента образуют частотозависимый мост. Под воздействием измеряемой температуры сопротивления терморезисторов меняются, вследствие чего изменяется резонансная частота моста.

Функциональная схема комплексной лаборатории «Глубина» представлена на рис. 42. Принцип действия ее следующий. Параметры, измеряемые в скважине, преобразуются блоком БДС 1 в частотные сигналы, которые через электрическую цепь наконечника НК-1 подаются в одножильный каротажный кабель и далее через коллектор каротажного подъемника поступают на вход наземной аппаратуры. Эта аппаратура состоит из блока фильтра, блока управления печатью, блока частотных преобразователей и измерительной стойки, в которую входят два 198

Рис. 42. Функциональная схема комплексной лаборатории «Глубина». / — блок скважинных датчиков; 2, 17 — согласующий каскад; 3 — усилитель; 4 — блок фильтров; 5, 8, 9 — усилители-формирователи; 6 — счетчик глубины; 7, 10, 12 — частотные детекторы; 11, /8 — формирователь импульсов; /3 — блок устьевых датчиков; 14 — генератор меток времени; 15— каротажный осциллограф; 16 — делитель частоты; 19 — коммутатор; 20 — электронный коммутатор; 21 — электронно-счетный частотомер, имеряющий координаты; 22 — блок автоматики; 23 — электроннб-счетный частотомер, измеряющий параметры; 24 — блок делителей импульсов генератора, меток времени и счетчика глубины; 25 — дешифратор координат; 26 — дешифратор параметров; 27 — формирователь импульса магнитной метки; 28, 29— ключи; 30— ключ магнитной метки; 31 — печатающий механизм; 32 — дешифратор-синхронизатор; 33 — блок формирования синхроимпульсов; 34 — пункт сбора и подготовки информации (ПСПИ); 35 — ЭВМ; 36 — ГДП; 37 —- скважина

частотомера и печатающий механизм. Все блоки размещены в каротажной станции АКС/Л-7.

Работа комплекса в режиме измерений скважинных параметров в координатах «Глубина» осуществляется следующим образом: счетчик глубины 6, расположенный в каротажной станции, выдает импульс через установленные оператором интервалы по глубине. Эти импульсы после формирователя импульсов И подаются на вход коммутатора /5, на котором устанавливается режим работы и далее на вход электронно-счетного частотомера 21.

Таким образом, по мере продвижения блока БДС по скважине проводится счет глубины и выдача частотомером измеренной информации на цифропечатающее устройство 31. Суммированный сигнал с датчиков блока БДС поступает на вход согласующего каскада 2, усиливается на усилителе 3 и подается на блок фильтров 4, затем по трем независимым каналам сигналы поступают на усилители-формирователи 5, 8, 9 и затем в блок управления печатью. Здесь они с помощью электронного коммутатора поочередно поступают на вход электрон-

но-счетного частотомера 23, регулирующего параметры. Измеренные сигналы в виде кодов поступают на дешифраторы 25, 26, куда одновременно подаются синхроимпульсы с печатающего механизма 31. На дешифраторах выделяются цифровые импульсы. По окончании измерения частотомер выдает импульс запуска регистрирующего устройства, который через ключи 28, 29 обеспечивает разрешение на прохождение цифровых импульсов с дешифраторов на печатающий механизм.

Комплекс в режиме измерения скважинных параметров в координатах «время» работает аналогично. В качестве счетчика времени используется генератор меток времени 14.

При измерении устьевых параметров сигналы с устьевых датчиков 13 поступают непосредственно на вход электронного коммутатора 20. В остальном принцип работы аналогичен изложенному.

Для работы комплекса в режиме регистрации в координатах глубины скважины используется формирователь импульса магнитной метки 27. Этот импульс через ключ магнитной метки 30 поступает на печатающий механизм 31. Результаты скважинных и устьевых замеров, зарегистрированные в цифровом коде, передаются в пункт сбора и подготовки информации 34. Полученные данные вводятся в ЭВМ 35 для принятия управляющей системой 36 логического решения с целью воздействия на управляющий объект. Подразделы 34, 35, 36 — составная часть единой системы управления ГДП, через которую осуществляется выработка управляющих решений.

Устьевая аппаратура «Испытатель» предназначена для измерения температуры и давления перед сужающим устройством и преобразования их в унифицированные частотные электрические сигналы для передачи информации по кабелю в измерительные, регистрирующие или вычислительные устройства. Эти данные используются для расчета дебита газа на устье скважины с применением ЭВМ. Используется принцип диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТ).

Аппаратура состоит из датчика дебита с набором диафрагм, преобразователей давления и температуры, блока питания и комплекта кабелей.

Конструктивно датчики дебита представляют собой толстостенную трубу, имеющую резьбу на обоих концах. На один конец наворачивается фланец для соединения с устьевой арматурой скважины, на другом конце предусмотрена накидная гайка для крепления сменных сужающих устройств (диафрагм). В средней части установлен вентиль для сброса газа в атмосферу перед сменой диафрагм, имеющий раструб на повторной втулке для направления потока сбрасываемого газа.

Давление и температура газа перед диафрагмой измеряются потенциометрическим датчиком давления и чувствительным эле- 200

ментом термометра сопротивления, помещенным в защитный корпус.

В датчике предусмотрены штуцер для присоединения манометра и карман для установки ртутного термометра.

Датчик устанавливается на выкидной линии устьевой арматуры скважины. Если фланец выкидной линии поднят над поверхностью земли более чем на 2,5 м, то датчик может закрепляться на нем непосредственно. При низком расположении фланца для обеспечения работ между фланцем и датчиком должно быть установлено промежуточное колено.

Аппаратура «Испытатель» имеет модификации с датчиками, рассчитанными на присоединение к фонтанной арматуре диаметром 49; 61; 98 мм с набором диафрагм, диаметр отверстий которых изменяется от 1,6 до 75 мм.

Режимы испытания скважин изменяются заменой диафрагм, имеющих различные диаметры отверстий. Для этого закрывают задвижку на скважине, на которой установлен датчик, открывают продувочный вентиль на датчике и крепят диафрагму накидной гайкой.

Уплотнение измерительных диафрагм выполнено по типу «шип —паз» с резиновой прокладкой в пазу. Такое уплотнение не требует больших усилий затяжки, что облегчает смену диафрагмы в процессе испытания скважины.

Вторичная часть аппаратуры «Испытатель» (преобразователи давления, температуры и блок питания) выполняется в виде трех отдельных блоков с одинаковыми корпусами и монтируется внутри каротажной станции АКС/Л-7.

Функциональная схема аппаратуры «Испытатель» представлена на рис. 43, суть которой заключается в следующем. Поток газа из наземной арматуры газовой скважины проходит через сужающее устройство датчика, ограничивающее рабочий дебит газовой скважины. Последний определяется с учетом рабочих давлений и температуры. Давление воспринимается упругим чувствительным элементом и преобразуется в угловое перемещение, которое поворачивает выходной потенциометр, при этом отношение плеч потенциометра пропорционально рабочему давлению.

Рабочая температура перед сужающим устройством преобразуется в пропорциональное сопротивление с помощью чувствительного элемента резисторного термометра.

Преобразователи датчика связаны электрическими цепями с частотными преобразователями давления и температуры.

Напряжение с потенциометра преобразователя давления поступает на один из входов компаратора, на другой вход компаратора подается линейно-нарастающее напряжение. В момент, когда оба эти напряжения становятся равными по величине, компаратор генерирует короткий электрический импульс, поступающий на выход преобразователя и на ключ разряда, скачко-

Рис. 43. Функциональная схема аппаратуры «Испытатель»

образно уменьшающий сигнал генератора линейно-нарастающе- го напряжения до нуля. После этого вновь начинается цикл нарастания напряжения. Таким образом формируется выходной частотный сигнал, период следования импульсов в котором линейно связан с давлением перед сужающим устройством.

Подобным же образом формируется и частотный сигнал, характеризующий температуру газа перед сужающим устройством, только температура в датчике преобразуется не в отношение плеч потенциометра, а в сопротивление. В связи с этим преобразователь температуры питается от стабилизированного источника тока с вспомогательным стабилизатором напряжения. Электропитание датчика и преобразователей осуществляется от стабилизированного блока питания.

Информация о температуре и давлении в выходных электрических сигналах аппаратуры «Испытатель» представлена периодами следования импульсов. Температура газа на устье скважины определяется по формуле

Г = 0,377—175,

где Т — температура газа, °C; П— период следования импульсов на выходе преобразователя температуры, мкс.

Давление на устье скважины определяется по одной из приведенных формул:

р = 0,277 — 99 (для ртах = 10 МПа);

р = 0,577 — 249 (для ртах = 25 МПа);

g р = 0,877 — 399 (для ртах = 40 МПа).

В аппаратуре «Испытатель» используются датчики трех модификаций с предельными давлениями 10; 25 и 40 МПа.

В соответствии с инструкцией [30] дебит газовых скважин определяется по формуле

(88)(88)Q= —£Р—,

(88)

(88)

где Q — дебит газа, тыс. м3/сут; С—коэффициент; Р—абсолютное давление перед сужающим устройством, МПа; р — относительная плотность газа; Т — абсолютная температура газа, К; 2—коэффициент сверхсжимаемости газа при р и Т.

Коэффициент с в формуле (88) — экспериментальный коэффициент, функция диаметра диафрагмы и диаметра ДИКТа. Берется он из таблицы. Смысл коэффициента с можно уяснить из выражения для расхода газа через сужающее устройство, полученного из уравнения (88), для критического истечения газа с учетом отклонений свойств реальных газов от идеальных по методике [12]:

/а+1\ к + 1 //а+1\ к + 1 /рр

/а+1

\ к + 1 /

/а+1

\ к + 1 /

р

р

уд£ d — диаметр сужающего устройства, мм; к — показатель адиабаты; ц — экспериментальный коэффициент, зависящий от вязкости газа, расширения струи и отклонения свойств реального газа от идеального при адиабатическом процессе. Обозначив

хх

х

х

(89)(89)получим

(89)

(89)

Q = 0,326^2х —. VpzT

Из выражений (88) и (89) следует, что c=0,326pd2x или

(90)(90)с = 0,326р^3х1Л,

(90)

(90)

где xi— коэффициент, которому соответствует значение с по [30]; X — поправочный коэффициент, учитывающий изменение показателя адиабаты к от температуры и давления.

Значения с [30] определены для сухого газа, имеющего показатель адиабаты к = 1,3.

Как видно из выражения (90), коэффициент с —функция параметров, зависящих от геометрии измерителя, состава, вязкости, давления и температуры газа перед сужающим устройством.

Значения ц взяты из [55], в которой приводятся экспериментальные значения с для диафрагм разных диаметров для сухого природного газа.

Для определения с для заданных диаметров диафрагм были найдены значения ц по приведенным значениям с в [16] и построены графики зависимости ц = f(d) для датчиков с диаметрами 50 и 100 мм, где d— диаметр отверстия сужающего устройства.

Найденные зависимости описываются аналитическими выражениями:

для датчика с диаметром 50 мм

ц = 0,8786 + 0,000334326 ^^2+J^-221 у ;

для датчика с диаметром 100 мм

ц = 0,8634 + 0,000095897 (^47 4^-47) у,

HiHiПоправочный коэффициент Л можно определить путем анализа зависимости

Hi

Hi

(91)

Известна зависимость показателя адиабаты к от давления и температуры для метана [12].

Анализ уравнения (91) показывает, что при давлениях не более 5 МПа погрешность, вызванная неучетом изменения коэффициента адиабаты к, не превышает 1,5%, в связи с чем рекомендуется для такого давления брать значение Х=1.

Если давление больше чем 5 МПа, в значение коэффициента с вводится поправка:

X = х/0,667.

Используя значения температуры и давления, вычисленные с помощью аппаратуры «Испытатель», рекомендуется К определять по формуле

% = (—0,517 4- 1,6184Гпр — 0.443ГУ + (1,2039 — 1,2309Гпр +

+ 0,3223?У рпр + (- 0,1009 + 0,1102Тпр - О.ОЗТУ Д, (92)

ГД6 Рпр — PlP^\ ^пр ~ Т!ТК1Е1.

При выводе формулы (92) были использованы данные о зависимости показателя изотропы природного газа от температуры и давления [54].

С учетом изложенного суммарный дебит газовой скважины вычисляется по формулам:

для датчика с устьевым диаметром 50 мм

Q =■ [о,19103 + 0,000076893 (^rz2yjd-22|y ] ((_ 0,517 +

+ 1,6184Тпр-0,443^р)рпр + (1,2039-1,2309Гщ, +

+ 0,32237^,) рпр + ( - 0,1009 + 0,1102Г„р -0,0 37^) Д) da X

X—

VpTz

для датчика с устьевым диаметром 100 мм

Q = [^0,18772 + 0,00002085 (-d—42+-Ld + 4_7I у j у

X {(0,517 + 1,6184Тпр —0,443ТУ + (1,2039— 1,2309Гпр +

+ 0,32237^) рпр + (- 0,1009 + 0,1102Гпр - 0,03Г*р) р^р ) d2 X

VpTz

Глубинный прибор «М е т а н» — первый серийно выпускаемый в СССР прибор для определения дебита и профиля притока газа в газовых скважинах. «Метан» позволяет при спуске или подъеме прибора в скважине определять места и интенсивность притока газа, а также оценивать относительный дебит работающих интервалов по известному дебиту скважины. Прибор включает измеритель скорости потока вертушечного типа и гер-

мотивированный контакт (геркон), переключаемый магнитом, насаженным на валу вертушки. Таким образом, частота переключения контакта соответствует частоте вращения вертушки, т. е. измеряемой скорости потока газа. Глубинный прибор связан со вторичной аппаратурой на устье скважины одножильным бронированным каротажным кабелем, который используется для спуска прибора в скважину. Диапазон рабочих температур прибора от — 10 до 100° С.

Скважинный глубинный прибор «Пласт» позволяет измерять давление до 40 МПа в газовых и газоконденсатных скважинах (диапазон измерения от 0 до 10; 16; 25 и 40 МПа). Чувствительный элемент — мембрана, связанная с кольцевым струнным преобразователем. Таким образом, изгиб мембраны преобразуется в изменение частоты колебаний струны, возбуждаемых генератором глубинного прибора. Получаемый частотный сигнал по кабелю передается во вторичную аппаратуру, расположенную на устье скважины, где измеряемый параметр регистрируется в цифровой форме. Диапазон рабочих температур глубинного прибора «Пласт» от — 10 до 150 °C, погрешность измерения давления 0,4%.

Глубинный дистанционный термометр «Гелий» используется для измерения температуры в газовых и газоконденсатных скважинах в пределах от —10 до 150 ° С при давлениях до 40 МПа. Погрешность измерения температуры не превышает 0,4%. В качестве датчика глубинного прибора используется термометр сопротивления, выполненный из микропровода, работающий совместно с электронной схемой.

Выходной сигнал в виде частоты электрических колебаний подается через линию связи — кабель, используемый для спуска прибора в скважину, на вторичную аппаратуру, где параметр регистрируется в цифровой форме.

Приборы «Пласт» и «Гелий» работают совместно со вторичной аппаратурой, смонтированной на серийной каротажной станции АКС/Л-7.

Вторичная аппаратура включает усилитель-преобразователь ПДЧ-1, частотомер 43-20 и цифропечатающее устройство МП16-2.

Циклы регистрации глубины от 0,25 до 2,0 м; времени от 2,5 до 20 с. Аппаратура имеет выход для аналоговой регистрации сигнала на фоторегистраторе каротажной станции.

Для регистрации результатов геофизических исследований скважин используется цифровая лаборатория ЛЦК-Ю [56].

Конструктивно лаборатория ЛЦК-10 состоит из отдельных блоков, которые смонтированы на автомашине ГАЗ-66, и предназначена для выполнения комплекса геофизических исследований скважин и пластов с помощью постоянных и. сменных ка- 206

ротажных пультов с использованием одно-, трех- и семижильных каротажных кабелей длиной 7—10 км.

Регистрация измеряемых величин выполняется в цифровой и аналоговой форме. Данные обрабатываются по специальным алгоритмам в процессе или после каротажа.

В комплект лаборатории ЛКЦ-10 включаются следующие приборы.

Измерительный пульт частотной модуляции ИПЧМ2-А.

Четырехканальный измерительный пульт радиоактивного каротажа ИПРКЦ-А.

Пульт акустического каротажа АНК-А.

Пульт электрического каротажа для работы с трех- или семижильным кабелем ПКМК.

Восьмиканальный светолучевой осциллограф каротажный НО28.

Преобразователь ленточный каротажный ПЛК-6 с перфоратором ПЛ-150 (цифровой регистратор).

Вычислитель аналоговый каротажный ВК-1 с блоком согласования данных по глубине БСГ.

Блок управления скважинными приборами.

Считыватель с перфоленты СП-3.

Панель коммутации и переключения масштабов ПК и ПМ.

Блок Б9М— источник стабилизированных постоянных токов или напряжений для питания скважинных приборов.

Блок Б8 — источник переменного тока частоты 300—400 Гц для питания скважинных приборов.

Отличительная особенность лаборатории ЛЦК-10 заключается в том, что электрические схемы пультов и узлов (ПЛК-6, ВК-1, БСГ и др.) выполнены на базе интегральных микросхем и регистрация измеряемых параметров осуществляется в двух модификациях — цифровой и аналоговой — при соответствующем шаге квантования зависимостей записываемых величин от глубины. С использованием сменных каротажных пультов и соответствующей аппаратуры лаборатория ЛЦК-Ю обеспечивает выполнение электрического, радиоактивного и акустического каротажа, бокового трех- и семиэлектродного каротажа, микро- и макробокового каротажа, профилеметрии, кавернометрии, инклинометрии и термометрии.

Основная техническая характеристика лаборатории ЛЦК-Ю приведена ниже.

Число каналов аналоговой регистрации восемь, используется регистратор НО28, также регистрирующий литологическую колонку разреза.

Число каналов цифровой регистрации шесть.

Вычислитель каротажный ВК-1 обеспечивает: вычисление коэффициента пористости по материалам акустического или нейтронного гамма-каротажа, коэффициента глинистости по результатам гамма-каротажа или потенциалов собственной поляризации (ПС), коэффициента водонасыщенности (газона- сыщенности) по данным электрического и акустического или нейтронного гамма-каротажа; определение кажущегося удельного сопротивления по ка-

Рис. 44. Блок-схема лаборатории ЛЦК-10 жущейся удельной проводимости, удельного сопротивления пласта по кажущемуся сопротивлению; вычисление разности показаний НГК и ГК, объема скважины или затрубного пространства по данным кавернометрии и профи- леметрии; проведение литологического расчленения исследуемого интервала разреза по восьми комплексам геофизических параметров.

Обеспечивается согласование по глубине до четырех параметров при аналоговой и цифровой регистрации и при обработке данных каротажа.

Скорость перемещения каротажного кабеля при записи и спуско-подъемной операции от 150 до 10 000 м/ч.

Блок-схема лаборатории ЛЦК-10 приведена на рис. 44.

Исследование скважин и работа отдельных узлов лаборатории ЛЦК-Ю осуществляются следующим образом.

Скважинный прибор СП через линию кабеля ЛК соединен с пультом коммуникации и измерений ПКИ, который в свою очередь связан с функциональными измерительными пультами: частотной модуляции в одножильном кабеле ИПЧМ, электрического каротажа на многожильном кабеле ИПЖ-М, радиоактивного каротажа ИПРК-Ц, акустического каротажа ИПАК.

Функционирование измерительных пультов и питание СП осуществляется с помощью блока питания БП. Измеряемые величины, пропорциональные соответствующим напряжениям, поступают от функциональных пультов снова на пульт коммуникации и измерений ПКИ и оттуда на восьмиканальный светолучевой каротажный осциллограф СКО марки НО28. Регистрация данных промыслово-геофизических измерений в масштабе глубин и корректировка записанной информации по глубинам через кабельные метки осуществляются пультом управления осциллографа ПУО, который через пульт контроля каротажа ПКК связан с датчиком глубин ДГ и магнитным меткоуловителем МУ.

Регистрируемый сигнал с СКО подается на пульт каротажного преобразователя ППК типа ПЛК-6, который обеспечивает одновременное преобразование и регистрацию двоично-десятичным кодом информации в шести параметрах. Запись информации в цифровой форме выполняется ленточным перфоратором ПЛ марки ЯЛ-150.

В состав ЛЦК-IQ входит пульт каротажного вычислителя ПВК типа ВК-1, функционирующий совместно с узлом согласования по глубине УСГ. Каротажный вычислитель работает в трех режимах: непосредственно в процессе проведения каротажа, проведения каротажа с вводом через считывающее устройство СУ марки СП-3 и после каротажа по двум перфолентам, рассчитанным на две смежные спуско-подъемные операции. При помощи ВК-1 определяются некоторые геофизические параметры и составляется литологическая колонка.

Следовательно, комплексирование лаборатории «Глубина» в системе Л ЦК-10 полностью удовлетворяет общесистемным требованиям к периферийным техническим средствам, предназначенным для обеспечения геолого-промысловой информацией систем управления ГДП.

СИСТЕМЫ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО КОНТРОЛЯ

И УПРАВЛЕНИЯ

ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ

Сложные технологические процессы добычи газа и конденсата ГДП требуют постоянного контроля за десятками и сотнями параметров — температурой, давлением, расходом, уровнем и т. д. Автоматизация таких процессов на ГДП выдвигает новые требования к сбору и обработке технологической информации, определяемые следующими основными факторами.

Объемом входной информации.

Необходимым быстродействием.

Характером и видом представляемой информации.

С увеличением числа контролируемых точек оператору трудно, а подчас просто невозможно быстро выбрать необходимую и наиболее существенную информацию, особенно при нарушениях нормального режима, когда нужно оперативно вмешаться в ход процесса и устранить неполадки. В результате информация, определяющая характер нарушения, часто оказывается утерянной. Следовательно, одно из основных качеств информации — ее полнота требует такой аппаратуры, которая обеспечивала бы экономичное представление в одном месте большого числа данных о процессе и возможность выделить из них наиболее существенные.

14 Зак. 14372 09

Второе важное качество информации — быстрота ее обработки. Если данные используются для корректировки процесса, то ценность их в значительной степени зависит от своевременного поступления. Скорость сбора информации определяется характером технологического процесса. При нормальном отлаженном процессе, когда изменения медленны, скорость опроса технологических датчиков может быть невелика. При аварийных ситуациях необходим максимальный сбор данных о технологических процессах, частота опроса точек значительно увеличивается.

Для съема показаний и обработки диаграмм многих показывающих и самопишущих приборов нужен большой штат обслуживающего персонала. Если учесть возможные ошибки операторов при считывании показаний, обработке с целью масштабирования результатов и приведении их к единицам измеряемых величин, следует признать, что наиболее удобная форма представления информации — цифровая. Она легко поддается кодированию, а в закодированном виде данные о процессе могут поступать в ЭВМ для дальнейшей обработки.

Усилия, направленные на автоматизацию контроля и управления технологическими процессами, привели к созданию систем централизованного контроля и управления (СЦКУ).

Назначение СЦКУ состоит в том, чтобы максимально облегчить диспетчеру контроль за важнейшими технологическими параметрами процессов добычи и подготовки газа. СЦКУ позволяют подключить большое число датчиков, измерять их выходные величины, выдавать сигналы об отклонениях параметров от установленных пределов. Они могут также регулировать параметры, запоминать и группировать данные, интегрировать, подсчитывать средние значения и технологические показатели и т. д.

Применение СЦКУ позволяет получить своевременную и полную информацию о процессе и избавляет от необходимости монтировать громоздкие щиты управления с многочисленными приборами, резко сокращает производственные площади под оборудование средств автоматики и для обслуживающего персонала. Достигаемый экономический эффект в короткие сроки покрывает стоимость аппаратуры контроля и управления.

СИСТЕМЫ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО КОНТРОЛЯ

И УПРАВЛЕНИЯ «СВЕЧА»

Система централизованного контроля и управления «Свеча» имеет две модификации — «Свеча-1» и «Свеча-2» [27].

Функционально системы идентичны и выполняют следующие функции.

Дистанционное управление запорными органами с сигнализацией положения.

Огл злектроконтактнь!а'От пневматических

Рис. 45. Блок-схема СЦКУ «Свеча-1»

От злектроконтактныхОт пнеВматических

датчиков сигнализациидатчиков измерения

Рис. 46. Блок-схема СЦКУ «Свеча-2»

Рис. 47. Комплекс телемеханики типа ТМ-120

Таблица 1

Состав систем централизованного контроля и управления типа «Свеча»

Оборудование

«Свеча-1»

«Свеча-2»

Шкафы сигнализации и управления (ШСУ)

+

+

Пульт диспетчера ПД-17

+

Пульт диспетчера ПД-22

+

Информационное табло ТС-7

+

Шкаф пневмоэлектропреобразователей

—

+

Шкаф коммутации сигналов измерений

+

Система регистрации данных «Сириус»

+

—

Измерение с представлением результатов на информационном табло и регистрацией — «Свеча-1» или прямого измерения путем подключения датчиков к вторичному прибору — «Свеча^ 2» и сигнализация отклонения контролируемых параметров технологического процесса.

Сигнализация состояния (работа, резерв, авария) вспомогательного оборудования.

Модификации системы основаны на том, что «Свеча-1» (рис. 45) предназначена для сложных объектов по добыче и подготовке газа с большим объемом технологических измерений таких, как УКПГ и ГС, а «Свеча-2» (рис. 46) —для объектов с небольшим объемом измерений и упрощенной технологией сбора и под-

готовки газа. Система «Свеча-2» в стадии развития объекта может трансформироваться в систему «Свеча-1» (табл. 1). Из табл. 1 и рис. 45, 46 видно, что системы отличаются только трактом измерения и наличием в системе «Свеча-1» регистрации.

В состав системы входит пульт диспетчера, представляющий собой двухтумбовый стол, в правую тумбу которого встроен блок управления. На верхней части панели блока управления смонтированы ключи вызова технологических объектов, ключи управления запорными органами, ключи проверки сигнализации и «съема звукового сигнала», а также ключи по изменению режима работы системы (циклический опрос с регистрацией или измерение по вызову).

На пульте управления («Свеча-1») или в непосредственной близости от него («Свеча-2») устанавливается информационная панель.

Шкафы сигнализации и управления, входящие в систему, представляют собой шкафы панельно-каркасного типа (ШСУ-1), в которых размещаются блоки формирования аварийных сигналов или блоки формирования команд управления.

Наряду со шкафами сигнализации и управления в систему входят шкафы пневмоэлектропреобразователей - (только для системы «Свеча-1»). В них размещены блоки преобразователей пневматического сигнала (0,02—0,1 МПа), поступающего от датчика, в электрический сигнал (0—5 мА), идущий в систему («Сириус-1,-2») для регистрации.

Техническая характеристика систем «Свеча-1,2» приведена ниже.

Число обслуживаемых технологических объектов: скважин 40

технологических ниток 20

вспомогательных служб иустановок 10

Число измеряемых и регистрируемых параметров . . До 500

Число аварийных сигналов (на одну технологичес

кую единицу): по скважине До8

по технологической нитке До16

по вспомогательной службе До8

Световая индикация состояния технологического оборудования (на единицу):

по скважине До8

по технологической линии До6

по вспомогательной установке До8

Основная погрешность измерений (при использовании датчиков, с основной ио грешностью не более 1%), % Неменее 1,6

Дальность измерения с пневматическими датчиками, м•Неболее 300

Дальность измерения с электрическими датчиками, км Неболее 1,5

Не более 1,5Переменный22050±10Не более 1,5Переменный22050±10Дальность сигнализации с электроконтактными датчиками, км Ток Напряжение, В

Не более 1,5Переменный22050±10

Не более 1,5Переменный22050±10

Частота, Гц

СИСТЕМЫ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ«СИГНАЛ»

Аппаратура контроля и управления «Сигнал» предназначена для контроля и управления технологическими процессами подготовки газа, обслуживаемыми и не обслуживаемыми УКПГ.

Аппаратура предназначена для работы в структуре автоматизированного управления и может быть использована в качестве самостоятельного устройства для дистанционного контроля и управления, работающего совместно с датчиками, преобразователями и исполнительными механизмами, установленными на технологическом оборудовании УКПГ.

Техническая характеристика системы «Сигнал» приведена ниже.

Число контролируемых и управляемых скважин . .36

Число контролируемых и управляемых технологических линий 12

Число контролируемых параметров: по каждой скважине 6

по технологической линии 18

Общее число аварийных сигналов: 462

входных линий 216

технологических линий 216

общих узлов 30

Число управляемых клапанов на каждой скважине 4

Число управляемых задвижек на каждой технологической линии 3

Число исполнительных механизмов общих узлов:..29

клапанов 12

задвижек 9

электродвигателей 8

Число измеряемых параметров: по каждой скважине 2

по каждой технологической линии 5

по каждому из двух замерных сепараторов..6

по выходным узлам 6

Входной сигнал цепей управления токовый,мА..0-ь5

Параметры электропитания:

ток •. . . . Переменный

напряжение,В 220

колебание напряжения, % Н-Юч15

частота, Гц 50±1

ток . . . Постоянный

напряжение,В 24

колебания напряжения, %. . . ■ +1°415

Потребляемая мощность, ВтНеболее 500

Интервал температурОт5 до 50 °C

СИСТЕМА ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО КОНТРОЛЯ

И УПРАВЛЕНИЯ «ЦАУК-г»

Данная система обеспечивает управление двухпозиционными объектами, задвижками, электродвигателями, сигнализацию состояний и предельных значений параметров объектов, автоматическую защиту объектов от аварийных режимов по заданной программе.

Система «ЦАУЦ-Г» выполняется из щитов управления, которые в свою очередь компонуются из субблоков, что дает возможность при имеющейся номенклатуре субблоков компоновать системы практически неограниченного объема управления и сигнализации технологическими объектами газосборного пункта.

Техническая характеристика системы «ЦАУК-Г» приведена ниже.

Напряжение питания щита, В 220

Частота переменного тока, Гц 50 ±1

Допустимые пределы изменения напряжения питания, % . . *От +Ю до —15

Потребляемая мощность щита, ВтНе более 500

Максимальное напряжение на вводных устройствах щита, В Не более 30

Вводные устройства щита допускают подключение кабеля с диаметром жил, мм 1

Число субблоков в щитеНе более 112

Исполнение щитаОбыкновенное

Диапазон рабочих температур, °C От 5 до 50

Относительная влажность окружающего воздуха, % . . •От 30 до 80

Основные размеры щита, мм • Не более

2200x600x600

Масса щита, кг Не более 300

Щит управления состоит из металлоконструкций, субблоков, блока питания.

Число и тип субблоков для каждого щита определяются функциональным назначением щита.

Щит при работе обеспечивает выполнение следующих функций.

Управление кранами на выходе УКПГ.

Подсчет числа работающих скважин.

Формирование общегрупповых сигналов.

Управление насосами.

Сигнализация состояния емкостей.

Управление и контроль за скважиной, подключенной к двум сепараторам.

Управление и контроль за скважиной, подключенной к одному блоку очистки.

Управление и контроль за скважинами с двумя входными задвижками.

Управление и контроль за регулируемой скважиной, подключаемой к двум блокам очистки.

СИСТЕМЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ ТЕЛЕМЕХАНИКИ

ФУНКЦИИ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

СИСТЕМЫ ТЕЛЕМЕХАНИКИ

Средства телемеханики предназначены для сбора данных, характеризующих состояние и режимы работы УКПГ, ГС и передачи полученной информации на центральный диспетчерский пункт (ЦДП) и далее в ИВЦ.

Система телемеханики укомплектовывается аппаратурой, необходимой для подключения контрольных пунктов (КП) и пункта управления (ПУ) к каналам связи. На КП устанавливаются датчики технологических параметров, с помощью которых осуществляются непрерывный контроль за режимами работы объектов основного производства и сбор оперативной информации с объектов.

К контролируемым параметрам относятся: давление и температура газа и жидкости, влажность, калорийность и плотность газа, плотность жидкости, интегральный и мгновенный расход газа и жидкости, уровень жидкости в емкостях, положение запорных и регулирующих органов, положение установок регуляторов, параметры состояния оборудования (работает — не работает). Режим работы системы телемеханики с каждым КП — последовательный во времени. Связь КП с ЦДП осуществляется по телефонным каналам связи.

На КП устанавливается также система для передачи статистической информации (СИ). Для передачи и приема СИ используется двухсторонняя телетайпная связь с ЦДП.

Система телемеханики предусматривает следующие режимы работы.

Непрерывная циклическая передача ТИ.

Спорадическая ТС.

Вызов ТИ и ТС с любого КП.

Вызов цикла ТС со всех КП.

Вызов цикла сбора статистической информации с любого КП или со всех КП.

При аварии на каком-либо КП автоматический опрос аварийного КП.

На ЦДП предусматривается следующая сигнализация.

Аварийного состояния объектов основного производства.

Положения запорных органов.

Предельных значений технологических параметров.

Аварийные ситуации на объектах основного производства регистрируются на ЦДП специальным устройством регистрации с указанием времени и места возникновения аварии. Приход аварийного сигнала сопровождается звуковым или световым сигналом и регистрацией контролируемых параметров аварийного КП.

Система телемеханики рассчитывается на совместную работу с цифровой вычислительной машиной, установленной в ИВЦ ГДП, а также предусматривается возможность стыковки ТМ при значительном удалении (50 км и более).

Система телемеханики совместно с ЭВМ ИВЦ обеспечивает следующее.

Циклический опрос важнейших параметров КП с целью выявления отклонения этих параметров от установленных пределов сигнализацией и регистрацией отклонений, а также аварийных сигналов состояния (положения) оборудования.

Циклический опрос параметров с регистрацией для ведения оперативного диспетчерского журнала и выполнения оперативных расчетов.

Циклический опрос параметров для расчетов и отчетности с запоминанием информации ЭВМ.

Внеочередной (по вызову диспетчера) опрос КП с регистрацией параметров.

Индикацию контролируемых параметров и сигналов любого КП по первому пункту по команде диспетчера на устройствах отображения информации.

Выполнение операций управления и задания установок телерегулирования (ТУ и ТР).

При выходе из строя или остановке вычислительной машины система телемеханики функционирует автономно и обеспечивает выполнение своих функций с перфорацией информации для последующего ввода ее в ЭВМ. Индикация и регистрация измеряемых величин проводятся в абсолютных значениях с указанием условного обозначения параметра. На бланке регистрации отображаются время регистрации параметров, номер контролируемого пункта, условное обозначение параметра и его величина. Аварийные ситуации на объектах регистрируются на специальном устройстве регистрации с указанием времение и места возникновения аварий. Приход аварийного сигнал сопровождается звуковым и световым сигналом и регистрацией контролируемых параметров аварийного КП.

Система телемеханики обеспечивает защитный отказ от исполнения ложной команды ТУ при выходе из строя любого элемента аппаратуры. Среднее время наработки на отказ каждого КП системы телемеханики должно быть не менее 8000, ч, аппаратуры ПУ — 2500 ч с доверительной вероятностью 0,8.

Питание устройств системы телемеханики осуществляется от двух независимых фидеров переменного тока напряжением 220 В мощностью 10 кВт,-из которых один рабочий, а второй резервный. Предусматривается автоматическое включение резервного фидера при отключении рабочего.

Для питания аппаратуры пульта диспетчера и щита диспетчера предусматриваются понижающие трансформаторы и выпрямительные устройства. Аппаратура ПУ и КП системы телемехани-

ки рассчитана на питание от однофазной цепи переменного тока напряжением 220 В, частотой 50 Гц.

Система телемеханики должна эксплуатироваться в следующих температурных условиях.

Аппаратура ПУ— при температуре от 5 до 50° С при относительной влажности воздуха до 80% при 30° С.

Аппаратура КП с датчиками — при температуре от —20 до 50° С при относительной влажности воздуха до 98% при 20° С.

Аппаратура системы телемеханики защищена от действия прямой солнечной радиации и от попадания пыли и влаги. Среднее время между профилактическим осмотром для поддержания метрологических характеристик системы не менее 5000 ч. Система телемеханики комплектуется датчиками технологических параметров, а также набором сервисной аппаратуры для оперативного определения места и характера неисправности и профилактического обслуживания.

АГРЕГАТНАЯ СИСТЕМА СРЕДСТВ ТЕЛЕМЕХАНИКИ

Агрегатная система средств телемеханики (АССТ) представляет собой набор типовых функциональных блоков с унифицированными связями, выполненных на интегральных микросхемах, и ряд комплексов, построенных из этих блоков. Блоки и комплексы устройств АССТ предназначены для телемеханической передачи оперативно-технологической и производственно- статистической информации в системах диспетчерского управления и контроля за разобщенными объектами предприятий различных отраслей промышленности. АССТ входит в Государственную систему промышленных приборов и средств автоматизации (ГСП).

Устройства АССТ сопрягаются с приборами ГСП, что обеспечивается использованием единого интерфейса и унифицированных типовых конструкций (УТК). Сопряжение с АСВТ достигается с помощью интерфейсных карт.

Устройства АССТ могут выполнять следующие функции.

Телесигнализацию состояния двухпозиционных объектов (ТС).

Телеизмерение текущих значений параметров (ТИТ).

Телеизмерение интегральных значений параметров (ТИИ).

Передачу буквенно-цифровой информации (БЦИ). Телеуправление двухпозиционными объектами (ТУ). Позиционное телерегулирование (ТР).

Передачу кодовых команд для задания уставок регуляторам (КК).

Обработку информации перед выдачей ее на устройства воспроизведения или вводом в ЭВМ (формирование обобщенных сигналов на основе выполнения логических операций, масштаби-

рование телеизмерений для цифрового воспроизведения величин в абсолютных единицах, сравнение параметров с установками, вычисление комплексных и производственных параметров и др.).

Устройства АССТ различаются по структурам используемых линий связи (радиальная, цепочечная, древовидная) и видам каналов, образованных на этих линиях (выделенная проводная цепь, некоммутируемые каналы частотного уплотнения физической цепи или радиоканала, коммутируемый телефонный канал).

В состав АССТ входят типовые функциональные блоки управления передачей или приемом ТС, ТИТ, ТИИ, ТУ, ТР, БЦИ, КК, преобразования кодов, преобразования аналог — код или код—аналог, коммутации, сопряжения, оперативной памяти, синхронизации и др. Кроме типовых блоков каждое устройство имеет специализированный блок задания режимов.

Функциональные блоки соединяются между собой в устройствах по единому интерфейсу, допускающему различные структуры связи — радиальную, магистральную, цепочечную.

В составе АССТ разрабатывается ряд комплексов устройства телемеханики.

Комплекс ТМ-1 2 0 предназначен для функционирования в составе системы оперативно-диспетчерского управления промышленными объектами.

Комплекс ТМ-120-1 (рис. 47) строится по иерархическому принципу и состоит из комплексов двух уровней управления.

Комплекса устройств телемеханики типа ТМ-120-1 для управления объектами крупных промышленных пунктов (КП) I уровня.

Комплекса устройств телемеханики типа ТМ-120-2 для управления объектами (КП) II уровня.

Комплекс ТМ-120-1 выполняет функции: телеизмерения текущих значений технологических параметров (ТИТ), телеизмерения интегральных значений (ТИИ), измерения телесигнализации положения оборудования и сооружений (ТС), передачи с КП дискретной статистической информации (СИ), телеуправления (ТУ) двухпозиционными объектами по командам диспетчера или вычислительной машины комплекса (ВК) с пункта управления (ПУ), многопозиционного телерегулирования (ТР) (коррекция установки системы регулирования) по заданиям диспетчера или ВК, обработки и подготовки массивов информации, регистрации информации всех видов и воспроизведение ее на диспетчерских пультах, щитах, станциях индикации, обмена информации с вышестоящей ЭВМ.

В комплекс типа ТМ-120-1 входят: приемно-передающее устройство типов КП (УП-КП1) и ПУ (УП-ПУ1), модемы (М), локальная установка воспроизведения информации (ЛУВИ), пульт

ручного ввода статистической информации (ПСИ) и вычислительный комплекс (ВК).

Связь между устройствами типов УП-ПУ1 и У П-КП 1 с помощью модемов может осуществляться на скорости от 50 до 1200 бод по выделенным тональным каналам связи, организованным с помощью стандартных систем высокочастотного телефонирования, или по выделенным парам кабельных линий связи.

В случае использования тональных каналов связи перекрываемое расстояние практически не ограничено, каналы должны иметь четырехпроводные окончания и транзитные переприемы, структура каналов может быть произвольной — от радиальной до древовидной.

В случае использования выделенных пар кабельной линии связи к каждому КП должны быть подключены две изолированные пары. Перекрываемое расстояние ограничивается затуханием цепей.

Для защиты передаваемых сообщений от действия помех в канале связи используются эффективные методы: циклический код—для известительной информации, информационная обратная связь — для адресных сообщений, повторное с обратной связью—для командной информации.

Объем передаваемой информации одного УП-КП1 : ТИТ — до 64 параметров, ТС — до 256 двухпозиционных объектов (с приоритетной передачей сигналов по значению), СИ —до 480 десятичных разрядов (числами до шести разрядов без стирания после передачи), ТИИ — до восьми 16-разрядных двоичных чисел (со стиранием после передачи), ТУ — до 32 двухпозиционных команд, ТР — до восьми установок. Погрешность передачи ТИТ и ТР не более 1 % •

Модификация вычислительного комплекса зависит от объема перерабатываемой информации, числа контролируемых пунктов и функциональных требований к обработке и воспроизведению информации. Число устройств типа УП-ПУ1, соединяемых с ВК, зависит от скорости передачи информации в канале связи. При скорости 600 бод к ВК можно подключить два устройства типа УП-ПУ1. При снижении скорости это число УП-ПУ1 пропорционально увеличивается.

Комплекс ТМ- 12 0-2 выполняет функции ретрансляции сообщений телеизмерений, телесигнализации и телеуправления между устройствами комплекса ТМ-120-1 и объектами линейных сооружений. В комплекс типа ТМ-120-2 входят приемно-передающие устройства типов УП-КП2 и УП-ПУ2. Обмен сообщениями между ними осуществляется по четырехпроводному каналу связи произвольной структуры при скорости от 50 до 1200 бод. Перекрываемое расстояние с помощью промежуточных усилителей связи может составлять до 100 км. Объем передаваемой информации одного устройства типа УП-КП2: 5ТИ, 8ТС, 5ТУ.

К одному устройству типа УП-ПУ2 можно подключить не менее 16 устройств типа УП-КП2.

Отличительные особенности устройств комплекса типа ТМ-120: универсальная типовая конструкция, использование объектов и узлов АССТ, построенных на интегральных микросхемах, осуществление связи между устройствами по унифицированным интерфейсам, встроенные контрольная и сервисная аппаратуры, высокая скорость передачи информации, универсальность структуры используемых каналов связи, использование ЭВМ. для выполнения операций обработки и создания программ вызова информации с КП.

Комплекс ТМ-3 0 1— дальнейшее развитие базовой модели типа TM-800 — предназначен для работы в оперативнодиспетчерском режиме промышленных предприятий.

Кодовые команды в системе канала обеспечивают передачу от диспетчеров или В К служебных команд (СК), цифровых сообщений (ЦС) или уставок телерегулятором (ТР-К). Наличие в составе аппаратуры ПУ устройства сопряжения (УС по рангу связи 2К) обеспечивает дублексный обмен информацией между системой телемеханики типа ТМ-301 и ВК. Ввод информации ТС, ТИ, СИ в вычислительный комплекс осуществляется по инициативе системы ТМ-301. Ввод команд и заявок в систему типа ТМ-301 от ВК проводится по всем видам информации.

Комплекс ТМ-301 включает следующую аппаратуру.

Аппаратуру пункта управления.

Устройство сопряжения с ВК-

Аппаратуру контролируемых пунктов (КП).

Число контролируемых пунктов (КП) — от 1 до 25. Связь между аппаратурой ПУ и каждым КП осуществляется по выделенным двухпроводным линиям связи на расстояние до 15 км. Объем и виды информации на один КП, не более: телесигнализация (ТС) 60; телеуправление (ТУ) или двухпозиционное телерегулирование (ТР-Д) 50; текущие телеизмерения (ТТ) 60; телеизмерения интегральные (ТИ) 60.

Комплекс ТМ-3 20 предназначен для телесигнализации (ТС) состояния двухпозиционных объектов, телеуправления (ТУ) двухпозиционными объектами, телерегулирования (ТР) по типу «больше» или «меньше» и телеизмерения (ТИ) текущих значений параметров по вызову в системах диспетчеризации объектов промышленных предприятий.

Комплекс состоит из аппаратуры пункта управления (ПУ) и аппаратуры контролируемых пунктов (КП), соединенных двухпроводными радиальными линиями связи. К одному ПУ можно подключить до 32 радиальных линий, к каждой линии можно присоединить до трех КП (транзитно).

'Линию связи, по которой передается телемеханическая информация, также можно использовать для соединения диспетчерских телефонов, установленных на ПУ и КП.

С каждого КП на ПУ можно передать телесигнализацию от 56 объектов (шаг модификации 8). На каждый КП с ПУ можно передать команды ТУ или ТР 48 объектами (шаг модификации 8). При подключении к одной линии связи двух или трех КП суммарное число объектов ТУ на них не должно превышать 48. С каждого КП можно передавать либо одно ТИ постоянно, либо ряд ТИ по вызову. Число ТИ по вызову определяется числом команд ТУ, выделенных для подключения датчиков ТИ.

Информация ТС воспроизводится по мнемосхеме щита.

Команды ТУ подаются индивидуальными ключами или кнопками с диспетчерского пункта (щита). Характер команды ТУ задается кнопками «Включить» или «Отключить». В комплексе допускается одновременная передача команды ТУ только по одному объекту.

Для передачи команд ТР используются такие же ключи, как и для команд ТУ. Для выбора характера операций ТР используются те же кнопки «Включить» и «Отключить», что и для команд ТУ.

Для подключения выбранного датчика ТИ к устройству КП используются выходные цепи ТУ или ТР.

Значения телеизмеряемых параметров воспроизводятся на ПУ аналоговыми приборами, не входящими в состав комплекса. Для подключения выходных приборов к устройству ПУ используется коммутационная аппаратура, устанавливаемая на пульте диспетчера.

При вызванном ТМ информация передается спорадически — только при изменении значения измеряемого параметра по отношению к уже переданному более чем на 1% от номинального значения.

Комплекс ТМ-320 выполняется на функциональных блоках агрегатной системы средств телемеханики АССТ с применением интегральных микросхем. Конструктивная база комплекса — система универсальных типовых конструкций. Комплекс строится по агрегатному принципу с возможностью изменения объема и видов передаваемой информации.

Комплекс ТМ-7 00 предназначен для автоматического сбора, передачи и преобразования информации в системе централизованного контроля и управления основными производственно-технологическими объектами.

Устройство обеспечивает следующее.

Индивидуальный, групповой и циклический опросы объектов телесигнализации.

Автоматическую расшифровку аварийных и предупредительных сигналов.

Индивидуальное, групповое и маршрутное телеуправление.

Индивидуальное и циклическое телеизмерение давления, уровня.

Первичное преобразование результатов телеизмерения.

Периодическую и эпизодическую адресную регистрацию телеметрической и командной информации на цифропечатающей машинке.

Перфорацию производственно-статистических показателей.

Воспроизведение поступающих сообщений на мнемощите и цифровых табло.

Работа устройства задается диспетчером с пульта и мнемощита или устанавливается автоматически при возникновении на объектах необходимости контроля за аварийными и пред- аварийными ситуациями.

Воспроизведение сигналов на пункте управления следующее.

При телеуправлении — индикация, цифропечать.

При телеизмерении и телесигнализации — индикация, цифропечать и перфорация.

При расшифровке аварийных и предупредительных сигналов — индикация, цифропечать, перфорация, звуковой сигнал.

Устройство состоит из аппаратуры пункта управления и контролируемых пунктов.

Пункт управления подразделяется на аппаратуру, состав которой не изменяется, и аппаратуру, объем которой зависит от числа контролируемых пунктов, объема передаваемой информации телеуправления, телесигнализации и от требования заказчика.

ИНФОРМАЦИОННО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫЙ ЦЕНТР

УПРАВЛЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИМИ

ПРЕДПРИЯТИЯМИ

ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ

ИНФОРМАЦИОННО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОГО ЦЕНТРА

Информационно-вычислительный центр предназначен для централизованного сбора, накопления, обработки информации и выдачи результатов ускоренного решения с заданной точностью и периодичностью [39, 75].

В современных условиях ИВЦ — это производственное и научно-исследовательское подразделение, включающее помимо служб эксплуатации и обслуживания технических средств подразделения алгоритмизации, программирования, подготовки и выпуска информации и т. д.

Основные задачи ИВЦ следующие.

Выполнение в заданные сроки на базе средств вычислительной техники и связи, а также средств оргтехники приема, централизованной обработки, хранения и выдачи достоверной информации, необходимой для управления ГДП.

Совершенствование математического обеспечения оперативного управления на базе внедрения новых задач, входящих в

библиотеку стандартных программ, для выполнения различных технологических расчетов процессов добычи и подготовки газа.

Совершенствование и развитие технического обеспечения ИВЦ на базе модернизации и'замены устаревшего оборудования, приобретения и внедрения серийных и вновь разрабатываемых технических средств, направленное на увеличение производительности ИВЦ и повышения достоверности технологических расчетов.

Службы ИВЦ выполняют следующие основные функции.

Обеспечивают ведение процесса сбора, передачи и автоматизированной обработки геолого-промысловой, технологической и технико-экономической информации с оформлением и выдачей необходимых сведений подразделениями руководству предприятия о ходе выполнения планов и состояния производства.

Обеспечивают прием, регистрацию и хранение первичной документации подразделений предприятия.

Решают часть задач по управлению объектами добычи и подготовки газа.

Накапливают, хранят и обрабатывают информацию о нормативном хозяйстве.

Обеспечивают постоянное совершенствование решений внедряемых задач.

Обеспечивают создание и внедрение машинных массивов информации, хранение машинных носителей, поддержание картотек машинных носителей в состоянии готовности для использования.

Обеспечивают систематическое уменьшение трудоемкости, снижение стоимости и сокращение сроков выполнения работ на ИВЦ по управлению предприятием, повышение эффективности использования технических средств системы.

Обеспечивают заданную достоверность перерабатываемой информации с выдачей ее в установленные сроки.

Обеспечивают нормальное функционирование технических средств по передаче и обработке информации, имеющихся на предприятиях.

Осуществляют все виды технического обслуживания, плановые осмотры и текущие ремонты технических средств системы.

• ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ

В ИНФОРМАЦИОННО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОМ ЦЕНТРЕ

Основная роль в реализации процессов обработки данных при автоматизированном управлении ГДП отводится ИВЦ предприятия.

Под техническим процессом обработки информации понимается как маршрут прохождения данных между техническими 224

средствами и службами системы, так и непосредственное опери-В рование с данными на отдельных этапах маршрута.В

Маршрут обработки данных сводится к прохождению ин-В формации от момента ее возникновения в службах ГДП до по-В лучения этими службами результатов решения задачи, т. еВ включает путь следования: технологические объекты — средстваВ сбора и передачи информации — средства отображения резуль-В татов — технологические объекты.В

Технологический процесс обработки информации в ИВЦВ должен обеспечить следующее.В

Наибольшую экономическую эффективность обработки. В

Заданное время решения задач.В

Достоверность выходной информации.В

Надежность технологического процесса обработки информа-В ции.В

Равномерность загрузки ИВЦ., В

Непрерывность технологического процесса.В

Для получения наибольшей экономической эффективности” предусматривается следующая организация обработки информации.

Проектирование технологии обработки информации на ИВЦ как части всей системы сбора и обработки в целом.

Децентрализованная подготовка информации на носителях.

Непосредственный ввод в ЭВМ путем установ/ч выносимых вцдиоэкранных устройств и других, устройств (телетайп, теле- й механика).“*|

Автоматический контроль зд вводимой информацией на.. пер-Ш фолентах с помощью ЭВМ.В

, Рациональный выбор носителей информации.В

. Совмещение операций ввода-вывода и обработки информа-В цйи.В

Заданное время решения задач обеспечивается р «.пональ-В ной организацией процесса, предусматривающего решение всехВ задач в установленное время. Для уменьшения времени разра-В батывается график решения задач на ЭВМ, создается система] диспетчерского контроля за выполнением сроков решения за-] дач и загруженности основных средств вычислительной техни-] ки.В

Достоверность выходных данных характеризует число про-] цессов обработки информации. Допустимая достоверность вы-] ходной информации (или обратная ее величина — вероятность] гэявления ошибок) количественно характеризуется вероятностью] ошибки в выходных данных.]

Для обеспечения заданной достоверности выходной инфор-] мации предусматривается следующее.]

Рациональная организация системы сбора и передачи ин-] формации в ИВЦ.]

м Обоснованный выбор носителей информации.1

15 Зак. 14 3 72251

Выявление этапов процесса, на которых нужно организовать контроль за информацией и выбором методов контроля.

Принятие специальных мер по выявлению и устранению ошибок.

Процесс обработки информации должен обеспечивать бесперебойное решение задач по графику и выдачи результатов в установленные сроки.

Для обеспечения надежности процесса обработки информации предусматривается следующее.

Высокая надежность принятого технологического оборудования.

Унификация носителей информации.

Регулярное проведение тестовых проверок, профилактических осмотров и ремонтов технологического оборудования.

Организация технического обслуживания оборудования высококвалифицированными специалистами.

Непрерывность технологического процесса обеспечивается соответствием производительности ЭВМ производительности устройств ввода-вывода.

Процесс обработки информации включает следующие этапы. Прием, контроль и регистрацию входной информации.

Подготовку исходных данных для обработки на ЭВМ.

Обработку информации.

Контроль за выпуском, поготовкой выходной документации и передачей ее потребителю.

Технология должна предусматривать поступление информации в ИВЦ через курьера, факсимильный аппарат, телетайп и по каналам непосредственной связи с ЭВМ.

Информация, поступающая по каналам непосредственной связи с ЭВМ, минуя два этапа, обрабатывается на ЭВМ и, минуя четвертый этап, передается потребителю.

Вся остальная информация, поступающая в ИВЦ, должна проходить последовательно все четыре этапа обработки.

На первом этапе проводится проверка состояния технических носителей информации и прием доставленных курьером и переданных факсимильным аппаратом печатных документов, предусматривающий следующие операции.

Проверку числа принимаемых на обработку документов и правильности их комплектовки в пачки.

Проверку качества заполнения документов.

Оформление и регистрацию документов.

Второй этап целесообразно осуществлять двумя способами.

Первый способ — перезапись информации с печатных документов перфокарты и перфоленты, а также перезапись с перфокарты на перфоленту.

Второй способ — получение машинного носителя на местах возникновения информации. При помощи фактурной машины одновременно может проводиться предварительная обработка

информации и получение машинного носителя-перфоленты, доставляемой в ИВЦ курьером или передаваемой в ИВЦ телетайпом.

В алгоритмах решения задач должны быть предусмотренью методы логического и арифметического контроля за входными и выходными данными, причем ЭВМ должна выдавать таблицы ошибок. Полученные в результате обработки выходные' данные рекомендуется выводить при помощи устройства вывода на перфоленту и устройства алфавитно-цифровой печати: (АЦПУ).

На четвертом этапе необходимо предусмотреть размножение информации, выведенной на. АЦПУ, оформление, регистрацию,, передачу документов потребителю и на хранение (в архив).

СРЕДСТВА ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОЙ ТЕХНИКИ

Для реализации алгоритмов управления используется управляющая ЭВМ, перерабатывающая исходную геолого-промысловую и технологическую информацию о состоянии: контролируемого или регистрируемого объекта в управляющие сигналы, воздействующие на технологические процессы. ЭВМ в; структуре управления ГДП предназначена для выполнения следующих функций [34, 43].

Определения и поддержания заданных технологических, режимов эксплуатации на основе разработанных алгоритмов- управления.

Уточнения и корректировки алгоритмов управления на основе предыстории течения контролируемого процесса.

Управления пуском и остановкой технологических установок.

Управления технологическими процессами в аварийных положениях и недопустимых ситуациях.

Определения текущих и усредненных технологических и технико-экономических показателей работы технологических объектов.

Контроля за правильностью выбранных решений.

Выдачи данных на системы отображения.

Составления и корректировки текущего и оперативного планов ГДП.

В истории развития ЭВМ принято выделять четыре поколения, которые характеризуются преимущественным использованием определенных физических элементов (электронных ламп,, полупроводниковых ламп, полупроводниковых приборов, интегральных схем и больших интегральных схем), определенным: уровнем конструирования и технологии изготовления машин.. Современные ЭВМ, относящиеся к третьему поколению, созданы благодаря успехам в области молекулярной электроники. Применение интегральных схем позволило значительно улуч-

шить надежность и быстродействие, уменьшить габариты и энергопотребление ЭВМ.

Улучшение важнейших параметров элементов вычислительных машин отразилось на усовершенствовании структуры, с одной стороны, и на развитии программных средств ЭВМ с другой, что обеспечило более высокую эффективность и гибкость их использования.

Система малых ЭВМ (СМ Э В М )— современные комплексы вычислительной техники с прогрессивной конструктивно-технологической базой, выполненные с учетом новейших достижений, имеющие широкие системные возможности, удобные в эксплуатации и программировании, а также обладающие высокой надежностью в работе [57].

К вычислительным комплексам СМ ЭВМ относятся машины СМ-1 и СМ-2.

Комплексы СМ-1 применяются в следующих случаях.

Для использования на нижнем уровне в сложных иерархических системах, в частности, для управления технологическими процессами на УКПГ или ГС.

Для применения в качестве устройства управления, в серийно выпускаемых приборах, в качестве контрольно-измерительных приборов для обработки в реальном времени результатов лабораторных экспериментов.

Для выполнения инженерных и других расчетов.

Комплексы СМ-1 компонуются из агрегатных модулей СМ ЭВМ с использованием периферийных устройств из номенклатуры системы АСВТ — М.

Основа комплексов — процессор СМ-1П.

Комплексы СМ-1 можно использовать в многомашинных комплексах совместно с комплексами М-6000. Для связи комплексов СМ-1 между собой и с другими комплексами используются агрегатные модули системы М-6000 — регистр, модуль быстрой передачи данных, согласователи интерфейсов, различные модули сопряжения с аппаратурой передачи данных.

Вычислительные комплексы СМ-2 используют в следующих случаях.

В сложных системах управления технологическими процессами непрерывных производств долговечности.

На верхнем уровне иерархических систем управления сложными технологическими комплексами и производствами.

Для построения центров обработки данных при геологических и геофизических исследованиях.

В автоматизированных системах обработки результатов испытаний сложного оборудования.

Для выполнения инженерных и других расчетов.

Основа комплексов СМ-2 — процессор СМ-2П, являющийся старшим процессором (по отношению к процессору СМ-1П), 228

представляющих собой развитие широко распространенного в СССР процессора М-6000.

В двухпроцессорных комплексах СМ-2 все связи между устройствами радиальные, что обеспечивает значительную долговечность систем, построенных на их базе. В СМ-2 применен тот же метод конструктивной компоновки, что и в СМ-1. Любой агрегатный модуль выполняется либо в виде так называемого «автономного комплексного блока», конструктивно законченного с встроенной системой вентиляции, либо в виде незаконченной конструкции (блока элементов, реализованного на печатной плате или частичного вставного блока), устанавливаемой в автономном комплексном блоке другого агрегатного модуля, где для нее предусмотрены место, питание, вентиляция. Вычислительные комплексы СМ-2 обладают односторонней совместимостью на уровне перемещаемых программ с М-6000, а также полной совместимостью с этими системами по интерфейсу ввода-вывода.

Комплексы СМ-2 компонуются по спецификации заказчика из агрегатных модулей СМ ЭВМ и при необходимости из периферийных устройств из номенклатуры системы М-6000. К СМ-2 могут подключаться все периферийные устройства, имеющие выход на интерфейс 2К и на любой из принятых в СМ ЭВМ периферийных интерфейсов.

На базе СМ-2 (а также СМ-2 совместно с СМ-1) можно компоновать локальные и территориально рассредоточенные комплексы. Передача информации в рассредоточенных комплексах, а также между комплексами и терминалами может осуществляться по телефонным, телеграфным и специальным линиям связи.

Единая серия ЭВМ (ЕС ЭВМ) разработана содружеством социалистических стран в виде ряда ЭВМ третьего поколения и представлена моделями ЕС-1022, ЕС-1033 и др. [34].

Отличительные особенности вычислительных машин Единой системы: программная совместимость всех машин, широкое использование монолитных интегральных схем, единство конструктивно-технологических решений, развитая система математического обеспечения, широкий набор периферийных устройств.

Программная совместимость всех машин обеспечена единым составом команд, единой формой представления данных, единой системой адресации.

Широкое использование монолитных интегральных схем позволяет снизить стоимость, увеличить надежность машин и значительно расширить функциональные возможности устройств.

Единство конструктивно-технологических решений обеспечивает удобство организации обслуживания и ремонта.

Развитая система математического обеспечения обеспечивает максимальное сокращение затрат времени и труда на подготовку, отладку и выполнение программ.

Каждая модель ЕС ЭВМ состоит из центральной части, включающей процессор, оперативную память и каналы, и устройства ввода-вывода информации.

Процессор — ядро каждой модели ЭВМ, он содержит средства для выполнения арифметических и логических операций, для управления последовательностью выполнения команд, организации обмена с устройствами ввода-вывода информации, а также средства обращения к оперативной памяти.

Оперативная память характеризуется емкостью, шириной выборки, циклом обращения и временем выборки. Система защиты памяти предохраняет содержимое ячеек памяти от разрушения при ошибочном обращении. Для сокращения эффективного цикла памяти в некоторых моделях используется последовательное чередование адресов в блоках памяти. Такой способ ■организации называется кратностью расслоения. Конструктивно оперативная память может выполняться в виде самостоя- телыюго устройства или входить в состав процессора.

Устройства ввода-вывода информации представляют собой специализированные средства системы ввода-вывода, организующие весь процесс обмена. Устройства ввода-вывода подключаются к процессору через специальные устройства обмена — каналы. Сопряжение каналов с устройством управления устройствами ввода-вывода информации стандартизовано и носит название интерфейса ввода-вывода.

В ЕС ЭВМ имеются каналы двух типов — селекторный и мультиплексный, которые отличаются по внутренней структуре, режимам работы и назначению.

Селекторный канал осуществляет обмен данными процесса -поочередно только с одним из подключенных к нему устройств ввода-вывода, работающих с относительно высокой скоростью передачи данных (например, магнитные ленты или диски).

Мультиплексный канал может работать в двух режимах — мультиплексном и монопольном — и обеспечивает одновременный обмен данными с несколькими устройствами ввода-вывода, работающими с относительно малой скоростью передачи данных (например, перфолентные и печатающие устройства).

Команды ЕС ЭВМ имеют пять форматов, коды которых определяют в общих чертах местонахождение участвующих в операции операндов, и используют различные способы адресации — непосредственную, относительную и неявную. В зависимости от ■формата команды могут быть безадресными, одно-, двух- и трехадресными. Полный набор содержит 144 команды арифметики с фиксированной и плавающей запятой, логических операций, операций управления и обмена, десятичной арифметики и логических операций с данными переменной длины.

ЭВМ ЕС-1022 — улучшенный вариант ЭВМ ЕС-1020. В ней реализуются все структурные и технологические концепции ЕС ЭВМ. Производительность ЭВМ ЕС-1022 увеличена в четыре 230

Основные данные ЕС ЭВМ общего назначения

Основные данные

ЕС-1022

ЕС-1033

ЕС-1050

'Система счисления

Двоичная и

Двоичная и

Двоичная и

десятичная

десятичная

десятичная

Способ представления чисел

С фиксирован

С фиксирован

С фиксирован

ной и плаваю

ной и плаваю

ной и плаваю

щей запятой

щей запятой

щей запятой

Разрядность двоичных чи-

—

—

—

-сел, разрядов Система команд (адресность)

Полный набор

Полный набор

Полный набор

команд ЕС

команд ЕС

команд ЕС

ЭВМ

ЭВМ

ЭВМ

Быстродействие, операций/с Среднее время выполнения основных операций, мс: сложение с фиксирован

80 000

200 000

450 000

3,3—6,0

1,4—2,7

0,65

ной запятой

умножение с фиксированной запятой

29—42

8,5

2

Емкость оперативного запоми

128—512

256—512

128—1024

нающего устройства (ОЗУ) Емкость внешних запоминающих устройств (ВЗУ):

кбайт

кбайт

кбайт

на магнитном барабане

—.

—

на магнитной ленте

25 Мбайт

25 Мбайт

25 Мбайт

на сменных магнитных дисках

7,25 Мбайт

7,25 Мбайт

7,5 Мбайт

Время обращения к ОЗУ, мс Скорость обмена информацией между оперативной памятью

2

1,2

1,25

,и ВЗУ:

на магнитном барабане

—

—

на магнитной ленте

64 кбайт

64 кбайт

64 кбайт

на сменных магнитных дисках

156 кбайт

156 кбайт

156 кбайт

Скорость ввода информации:

с перфокарт, карт/мин

500

500

500

с перфоленты, строк/с

1500

1500

1500

с пишущей машинки, зн/с

Скорость вывода информации:

—

АЦПУ, строк/ мин

900

900

900

на перфокарты, карт/мин

100

100

100

на пишущую машину,

—

—

—

Питание от сети переменного

тока:

напряжение, В

380/220

380/220

380/220

частота, Гц

50

50

50

Занимаемая площадь, м2

108

120

250

JVIacca, кг

8500

8200

11 000

раза по сравнению с производительностью ЭВМ ЕС-1020 (быстродействие ЕС-1022 80 000 операций в секунду). Машина имеет высокоразвитую систему математического обеспечения. Система связи машины с устройствами ввода-вывода организована по стандартному интерфейсу ввода-вывода, что дает возможность использовать одни и те же периферийные устройства для любой модели.

ЭВМ ЕС-1033 создана на базе ЭВМ ЕС-1030 и представляет собой дальнейшее развитие семейства ЭВМ Единой системы. Особенность модели — применение нового процессора, имеющего магистральную организацию и микропрограммно-схемный принцип управления. Производительность ЭВМ EC-1Q33 увеличена, по сравнению с производительностью ЭВМ ЕС-1030 (быстродействие ЕС-1033 200 000 операций в секунду).

ЭВМ ЕС-1050 имеет наивысшую производительность (быстродействие ЕС-1050 450 000 операций в секунду). Высокоразвитая система математического обеспечения включает в себя мощную операционную систему ОС ЕС, обладающую большими' функциональными возможностями. Для более наглядного сравнительного анализа и более быстрой ориентировки при выборе- ЭВМ ЕС приводится таблица основных данных машин этой серии (табл. 2).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Абдуллаев К. М., Гергедава Ш. К., Резванов Р. А. Применение промысловой геофизики при контроле за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений. М., ВНИИЭгазпром, 1972.

Абрикосов И. X., Гутман И. С. Общая, нефтяная и нефтепромысловая геология. М., Недра, 1974.

Азимов Б. А., Гасанов Ф. Г., Агаев В. С. К задаче оптимизации управления процессами разработки многопластового газоконденсатного месторождения.— За технический прогресс, 1972, № 8, с. 6—9.

Алекперов Г. 3., Гагиев В. Г., Сахаров В. Е. Моделирование ^иповых процессов промысловой подготовки природного газа. М., ВНИИЭгазпром, 1977.

Александров И. А. Ректификационные и абсорбционные аппараты М., Химия, 1978.

Алексеев А. М„ Гужновский Л. П., Чудновский Г. Л. Трехуровневая экономико-математическая модель перспективного планирования нефтедобывающей промышленности. — В кн.: Оптимизация развития и размещения нефтегазовой промышленности. Новосибирск,. 1977, с. 94—142.

Бекиров Г. М„ Гагиев В. Г. Алгоритм оперативного контроля качества подготовки природного газа. — Переработка газа и газового конденсата, 1975, № 8, с. 16—18.

Берго Б. Г., Пятничко А. И., Гаджиев Н. Г. Технический прогресс в процессах обработки газа и газового конденсата на промыслах и газоперерабатывающих заводах. М., ВНИИЭгазпром, 1974.

Берман Л. Б., Нейман В. С. Исследования газовых месторождений и подземных хранилищ методами промысловой геофизики. М., Недра, 1972.

Берман Л. Б., Розенберг И. Б., Участкин Ю. В. Новые данные о геологии месторождения Газли. М., ВНИИЭгазпром, 1968.

И. Бренц А. Д., Гандкин В. Я., Уринсон Г. С. Экономика газодобывающей промышленности. М., Недра 1975.

Брискман А. А., Иванов А. К. Добыча и транспорт газа. М., Гостоп- техиздат, 1955.

Василевский В. И., Петров А. И. Исследования нефтяных пластов и скважин. М., Недра, 1973.

Гергедава Ш. К., Гаврилов Н. Н., Широченский С. И. Прибор для непрерывной записи давления. М., ВНИИЭгазпром, 1975.

Гергедава Ш. К„ Гаврилов Н. Н., Широченский С. И. Комплексная лаборатория «ГЛУБИНА» для исследования скважин. — Газовая промышленность, 1976, № 10, с. 22—25.

Гергедава Ш. К„ Подрешетников В. А., Слаботкин Ф. А. Аппаратура для определения устьевых параметров газовой скважины с помощью ЭВМ. — Газовая промышленность, 1977, № 6, с. 17—21.

Гергедава Ш. К-, Гагиев В. Г. Математическое моделирование в ав- ■томатизированной системе управления исследованием скважин газовых месторождений. М., ВИЭМС, 1976.

Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра, 1971.

Г ну сова С. П., Берго Б. Г., Фишман Л. Л. Технический прогресс и технология сбора и стабилизации газового конденсата. М., ВНИИЭгазпром, 1975.

Голембо 3. Б., Веников Г. В. Вопросы построения автоматизированных систем управления производством. — Итоги науки и техники. Сер. техническая кибернетика, т. 4. М., 1972, с. 129—252.

Дахнов В. Н. Геофизические методы определения коллекторных свойств нефтегазонасыщения горных пород. М., Недра, 1975.

Дегтярев Б. Д., Лутошкин Г. С., Бухгалтер Э. Б. Борьба с гидратами при ^ксрлуатации газовых скважин в районах Севера. М., Недра, 1969. Т

^Эанова Н. В., Халиф Л. Л. Осушка природных и попутных газов. -М., Гостоптехиздат, 1962.

Задора Г. И. Контроль за перемещением ГВК и обводнением скважин. М., ВНИИЭгазпром, 1976.

Зайцев Н. Г. Математическое обеспечение АСУ. М., Знание, 1974.

Закиров С. Н., Лапук Б. Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. М„ Недра, 1974.

.Зенкин В. Н., Макаров Л. Е. Системы централизованного контроля и управления установками комплексной подготовки газа. — Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности, 1974, № 6, -с. &-13.

Зотов Г. Л., Тверковкин С. М. Газогидродинамические методы исследований газовых скважин. М., Недра, 1970.

Иванов С. К., Левкое П. В., Максимов В. П. Автоматизация газового промысла. М., Недра, 1968.

Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. М., Недра, 1971.

Карпов Л. К-, Раабен В. Н. Природные газы месторождений Советского Союза. М., Недра, 1978.

Кобранова В. Н. Физические свойства горных пород. М., Гостоптех- . изд ат, 1962.

Коекин Л. И. Структурный анализ информационных систем управ- .ления — Тр. ВЗПИ, 1970, вып. 62, с. 13—41.

Королев Л. И. Структуры ЭВМ и их математическое обеспечение. М„ Наука, 1974.

Коротаев Ю. П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. М., Недра, 1968.

Коротаев Ю. П. Эксплуатация газовых месторождений. М., Недра, 1975.

Коротаев Ю. П., Гвоздев Б. П., Гриценко Л. И. Подготовка газа к транспорту. М., Недра, 1973.

Коротаев Ю. П., Тагиев В. Г., Куликов Ю. А. Оперативные расчеты на ЭВМ технологических процессов добычи и подготовки газа. М„ ВНИИЭгазпром, 1976.

Костюк В. И„ Зайченко Ю. П., Зайцев Н. Г. Основы построения АСУ. М., Сов. радио, 1977.

Кулиев А. М., Алекперов Г. 3., Тагиев В. Г. Технология и моделирование подготовки природного газа. М., Недра, 1978.

Куликов Ю. А., Тагиев В. Г. Проектирование систем оперативного управления газодобывающими предприятиями. М., ВНИИЭгазпром, 1975.х

Липаев В. В. Проектирование математического обеспечения АСУ. М., Сов. радио, 1974.

Лоскутов В. И. Основы современной техники управления. М., Экономика, 1973.

Малых А. С. О приближенном способе расчета распределения давления в газоносном пласте, дренируемом системой скважин. НТС по Лологии, разработке и транспорту природного газа. М., 1968, вып. 8—9.^ У^'

Маргулов Р. Д. Разработка многопластового месторождения. М., Недра, 1967.

Маргулов Р. Д„ Тагиев В. Г. Экономико-математическое моделирование в добыче природного газа. М., ВНИИЭгазпром, 1979.

Маргулов Р. Д„ Тагиев В. Г., Репин Н. Н. Оптимизация статических режимов процессов подготовки природного газа и газового конденсата. М„ ВНИИЭгазпром, 1978.

Маргулов Р. Д„ Тагиев В. Г., Титаренко В. И. Методы технико-экономического анализа и контроля газодобывающего предприятия с использованием ЭВМ. М., ВНИИЭгазпром, 1977.

Минский Е. М., Малых А. С., Пешкин М. А. Разработка газового месторождения системой неравномерно расположенных скважин, М., Недра, 1968.

Мирзаджанзаде Л. X., Дурмишьян А. Г., Ковалев А. Г. Разработка газоконденсатных месторождений. М., Недра, 1967.

Оруджев С. А. Газовая промышленность по пути прогресса. М., Недра, 1976.

Основные положения по автоматизации газодобывающих предприятий. М., ВНПО Союзгазавтоматика, 1978.

Петров А. И. Методы и техника измерений при промысловых исследованиях скважин. М., Недра, 1972.

Пешкин А. М. Показатель изоэнтропы природного газа. — Транспорт и хранение газа. 1969, № 1, с. 8—12.

Плотников В. М., Подрешетников В. А., Слаботкин Ф. В. Аппаратура для дистанционного измерения дебита на устье газовых скважин. — Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности, 1975, № 2, с. 3—6.

Померанц Л. И., Чукин В. Т. Аппаратура и оборудование для геофизических методов исследования скважин. М., Недра, 1978.

Резванов В. В„ Костелянский В. М. Программное обеспечение УВК СМ-1 и СМ-2. — Приборы и системы управления, 1977, № 10, с. 17—22.

Садовников В. И., Эпштейн В. Л. Поток информации в системах управления. М., Энергия, 1974.

Тагиев В. Г., Бахтиозин Ф. С. Алгоритм контроля технического состояния газопромысловых объектов. — Изв. вузов. Сер. нефть и газ, 1978, № 5, с. 56—59.

Тагиев В. Г., Бахтиозин Ф. С. Определение резервов основных технологических объектов в условиях АСУ газодобывающим предприятием. —- Изв. вузов. Сер. нефть и газ, 1978, № 7, с. 58—62.

Тагиев В. Г.,‘ ров Т. М. Оперативный контроль состояния технологического оборудов«. -установок комплексной подготовки газа. — Газовая промышленность, 1975, № 11, 65 с.

Тагиев В. Г., Иванов С. Е. Оперативный анализ нарушений работы установок низкотемпературной сепарации. — Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности, 1975, № 3, с. 9—12.

Багиев В. Г., Керимов Р. М. Организация структуры управления га- зодобывД^’дцм предприятием. — Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1977, № 1. с. 24—27.

Тагиев В. Г., Керимов Р. М., Нагиев Ш. А. Оперативный контроль материальных балансов по газу и конденсату при функционировании АСУ газодобывающими предприятиями. — В кн.: Вопросы нефтяной технической кибернетики, 1978, с. 86—91.

Тагиев В. Г., Овчинников Г. А. Определение оптимальных режимов# технологических процессов подготовки природного газа. М., ВНИИЭгазпром, 1976.

Тагиев В. Г., Пичугин Л. А. Алгоритм оперативного контроля состояг- ния технологического оборудования газодобывающего предприятия. — Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности, 1975, № 7, с. 15—17.

Тагиев В. Г„ Репин Н. Н. Исследование установки стабилизация газового конденсата как объекта автоматического управления. — Тр. МИНК и ГП, 1977, вып. 131, с. 67—72.

Тагиев В. Г., Рыжов Г. М. Оперативный контроль хода технологического процесса установок комплексной подготовки газа. — Нефтяная и газовая промышленность, 1975, № 4, с. 11—14.

Тагиев В. Г., Сахаров В. Е. Алгоритм контроля на ЭВМ технологических параметров процессов добычи и подготовки газа. — Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности, 1976, № 8, с. 17—24.

Тагиев В. Г., Титаренко В. И. Оперативный контроль состояния технологических объектов предприятий. — Механизация и автоматизация производства, 1977, № 4, с. 9—12.

Тагиев В. Г., Титаренко В. И. Оперативный контроль технологических режимов работы скважин. — Автоматизация, телемеханизация нефтяной промышленности, 1977, № 7, с. 4—6.

Технический проект разработки АСУ производственным объединением «Шатлыкгаздобыча». Фонды ВНИПИАСУгазпрома, М., 1976.

Хасмамедов Ф. И. Трубчатая печь как объект регулирования температуры. — Известия АН АзССР. Сер. физ.-мат и техн. наук. 1961, № 5, •с. 247—251.

Чекалюк Э. В. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев, "Техника, 1971.

Четвериков В. Н. Преобразование и передача информации в АСУ. М., Высшая школа, 1974.

Шмыгля П. Т. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. М., Недра, 1967.

Штейман А. Р., Шнейдерман А. Я. Система телемеханики «ИМ- ПУЛЬС-2».— Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности. 1973, № 10, с. 3—7.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Предисловие 3

Глава I. Принципы управления газодобывающими предприятиями .5

Общие сведения о газодобывающих предприятиях5

Характеристика газоносных пластов, и скважин9

Принципиальные технологические схемы обустройства газодобывающих предприятий18

Организационные структуры управления газодобывающими предприятиями ..•35

Принципы автоматизированного управления газодобывающими предприятиями41

Формирование экономико-математических моделей в добыче природного газа 47

Основные задали управления газодобывающими предприятиями .56

Глава II. Оперативный контроль и анализ объектов добычи и подготовки природного газа и газового конденсата60

Характеристика задач контроля и анализа 60

Контроль за гидравлическим состоянием системы пласт — скважина 64

Контролы- за материальными балансами природного газа и конденсата *68

Контроль за качеством подготовки природного газа .72

Определение резервов добычи и подготовки газа и конденсата .75

Контроль за состоянием технологических объектов обустройства .80

Контроль за основными параметрами технологических процессов 83

Анализ причин нарушений работы технологических установок .90

Глава III. Регулирование технологических процессов добычи и подготовки газа и газового конденсата99

Анализ задач регулирования и методы их решения ...99

Регулирование режимов эксплуатации скважин102

Регулирование режимов эксплуатации газосборных шлейфов . 115

Регулирование технологических режимов процесса низкотемпературной сепарации117

Регулирование технологических режимов процесса подготовки конденсата 125

Регулирование технологических режимов процесса стабилизации конденсата ,131

Регулирование технологических режимов процесса регенерации ингибитора гидратообразования 149

Регулирование производительности газодобывающего предприятия 160

Глава IV. Оперативное планирование основных технико-экономических показателей 173

Значение задач оперативного планирования 173

Расчет и контроль за технико-экономическими показателями . 176

Составление и корректировка оперативного плана по добыче газа и конденсата182-’

Контроль за выполнением оперативного плана добычи газа и конденсата189

Глава V. Комплекс технических средств управления газодобывающими предприятиями.. 193

Структура комплекса технических средств193-

Приборы и аппаратура для получения информации о газоносных пластах и скважинах195-

Системы централизованного контроля и управления209

Системы промышленной телемеханики;...,.. 216

Информационно-вычислительный центр управления газодобывающими предприятиями ,.,,,..., . . . .. 223

Список литературы , ,,.,,,,,..,,.. 233*

РАНТИК ДЖАВАНШИРОВИЧ МАРГУЛОВ ВАЛЕРИИГУЛИЕВИЧТАГИЕВ

ШАХО КАЛИСТРАТОВИЧ ГЕРГЁДАВА

ОРГАНИЗАЦИЯ* УПРАВЛЕНИЯ

ГАЗОДОБЫВАК/'ИМ ПРЕДПРИЯТИЕМ

Редактор изд. ^льства Т. К. Лазарева

Переплет художника Д. Толмячёва

Художес 'венный редактор В. В. Шутько

Технические редакторы Е. Н. Семенова, Д. Г. Иванова

Корректор К. И. Савенкова

ИБ № 3201

Сдано в набор 06.05.80. Подписано в печать 01.12.80. Т-19178.

•Формат 6OX9O*/|6. Бумага книжно-журн.

Гарнитура «Литературная». Печать высокая.

Усл. п. л. 15,0. Уч.-изд. л. 15,16. Тираж 1960 экз.

Заказ № 1437/7718-6. Цена 1 р. 10 к.

Издательство «Недра», 103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19.

Московская типография № 6 Союзполиграфпрома при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли. 109088, Москва, Ж-88, Южнопортовая ул., 24.

4. Определяются мольные доли компонентов смеси и жидкой 1ц (в молях) и газовой Dji (в молях) фазах:

hi — LjXj;

Vji = Vjyb

На этом расчет парожидкостного равновесия заканчивается.

Величины Lj, Vj, Ijj, Vji — результаты расчета.

Алгоритм расчета удельных энтальпий газовой и жидкой фаз

Р.Д.МАРГУЛОВ,

В.Г.ТАГИЕВ, Ш.К.ГЕРГЕДАВА

ОРГАНИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИМ ПРЕДПРИЯТИЕМ

МОСКВА «ВЁДРА» 1Й^-'М'

УДК 622.279.012

Маргулов Р. Д., Тагиев В. Г., Гергедава Ш. К. Организация управления газодобывающим предприятием.—М., Недра, 1981. —239 с.

В книге указаны пути совершенствования структуры управления газодобывающими предприятиями, на основе широкого использования средств и систем автоматизации и телемеханизации. С позиции управления излагается технология основных объектов ГДП — газового пласта, скважин, процессов низкотемпературной сепарации газа, стабилизации конденсата и регенерации ингибитора. Рассмотрены вопросы построения алгоритмов контроля и анализа объектов добычи и подготовки газа и конденсата, реализуемых на ЭВМ. Приводятся алгоритмы регулирования процессов добычи и подготовки газа, являющейся основой для эксплуатации объектов основного производства. Излагаются основные алгоритмы планирования технико-экономических показателей газодобывающего предприятия.

Книга предназначена для специалистов, занимающихся эксплуатацией и проектированием объектов добычи и подготовки газа и конденсата, а также для работников ИВЦ газодобывающих предприятий.

Табл. 2, ил. 47, список лит. — 77 назв.

Рецензенты:

Д-р техн, наук, проф. Ю. П. Коротаев (МИНХ и ГП).

Канд. техн, наук П. П. Галонский.

30802—015

М 179-80

043(01 )-81

2504030300

© Издательство «Недра», 1981

Основная производственная единица в газовой промышленности— газодобывающие предприятия (ГДП), эксплуатирующие месторождения и включающие в себя объекты добычи, сбора и подготовки природного газа. Газодобывающие предприятия — предприятия с непрерывным технологическим процессом, и как объекты управления они относятся к классу больших систем. ГДП характеризуются технико-экономической, технологической и реолого-промысловой общностью и, кроме того, следующими специфическими особенностями.

Скважины, как источники добычи газа, расположены на больших расстояниях от объектов сбора, подготовки и транспорта газа.

Технологические объекты «пласт — скважина — промысловое оборудование — газопровод — потребитель» — единая неразрывная система.

Газовый пласт характеризуется изменяющейся производительностью (нарастающая, постоянная и падающая добыча газа).

В процессе эксплуатации объект добычи газа постоянно меняет свое состояние.

Технологические режимы для определение добывных возможностей объекта добычи устанавливаются в функции времени.

Разработка и анализ объекта добычи газа предопределяются как первоначальной, так и текущей геолого-промысловой, тех- ; нологической и технико-экономической информацией.

Поэтому основная задача функционирования газодобывающего предприятия заключается в планомерном и целенаправленном управлении на основе циркулирующей в структуре ГДП информации технологическими объектами добычи, сбора и подготовки газа, так как, во-первых, управление связано с процессами, проходящими в газопромысловых объектах, во-вторых, оно определяет течение, темпы развития этих процессов, их направление, в-третьих, управление обеспечивает протекание процессов в рамках заданных параметров, в-четвертых, посредством управления достигаются направленное изменение состояния объектов и перевод их в новое состояние. В связи с этим особая роль в дальнейшем развитии добычи газа отводится применению экономико-математических методов,. средств и систем управления газопромысловыми объектами, использующих в своей структуре электронно-вычислительные машины (ЭВМ), функции которых сводятся к определению и поддержанию в управляемых объектах газодобывающего предприятия заданных режимов эксплуатации на основе собранной информации о газо-

носном пласте, скважинах и установках комплексной подготовки газа (УКПГ). ЭВМ позволяют строить системы управления на принципиально новой основе, обеспечивающей увеличение числа полезных данных при значительно меньшем объеме информации. Процесс управления предопределяет существование поставленной цели, наличие ресурсов для обеспечения соответствующей работы управляемых технологических объектов ГДП, наличие органов управления, обладающих правом распоряжаться имеющимися ресурсами и в определенной мере изменять течение управляемых процессов. Таким образом, управление ГДП с помощью ЭВМ можно рассматривать как совокупность организационных, технико-экономических и технологических решений для осуществления воздействий на управляемые объекты (пазоносный пласт, скважины, УКПГ). В этом случае управление локальными объектами ГДП должно быть подчинено главной цели управления ГДП в целом, на что и должны быть направлены основные управляющие ресурсы [20, 4].

В данной монографии рассматриваются технологические аспекты организации управления ГДП, базирующиеся на системном подходе, учитывающем комплексность рассмотрения вопросов управления процессами добычи, сбора и подготовки природного газа на основе современного комплекса технических средств автоматизированного управления. Приводятся основные задачи контроля, регулирования технологических процессов и планирования основных технико-экономических показателей ГДП. Решение указанных задач является научной основой ГДП, позволяющей достигнуть поставленную цель с учетом специфических особенностей газовой отрасли.

Авторы выражают искреннюю благодарность проф. Ю. П. Коротаеву и канд. техн, наук Д. В. Плющеву за высказанные ими замечания, предложения и пожелания при ознакомлении с рукописью, которые в значительной степени способствовали улучшению содержания книйи.

Глава I написана В. Г. Тагиевым, Р. Д. Маргуловым, Ш. К. Гергедава, главы II, III — В. Г. Тагиевым, глава IV — В. Г. Тагиевым и Р. Д. Маргуловым, глава V — Ш. К. Герге

дава.

Глава I