ИНФОРМАЦИОННО-УПРАВЛЯЮЩАЯ АНАЛИТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА КОМПЛЕКСНОЙ ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ СКВАЖИН

Полезная модель относится к вычислительной, информационно-измерительной технике и может быть использована в газодобывающей, нефтедобывающей и других областях промышленности для снижения нестабильности, повышении точности стабилизации давления газожидкостной смеси на входе перерабатывающего предприятия, безгидратном режиме поставки газожидкостной смеси на переработку оптимизации режимов работы скважин, повышении надежности регулирования и сокращении непроизводительных затрат на добычу.
Известна информационно-аналитическая система мониторинга объектов промысла (полезная модель №62720), содержащая датчики промысловых объектов, главную ЭВМ промысла, штатные инженерные станции, сервер базы данных, а также автоматизированное рабочее место оператора. Недостатком этой системы является отсутствие возможности управления промысловыми объектами в автоматическом режиме с целью обеспечения заданного расхода газожидкостной смеси промысловых скважин на входе перерабатывающего предприятия.
Известна также информационно-управляющая система стабилизации давления газожидкостной смеси (полезная модель №58746). Она включает промысловые объекты (скважины, трубопроводы), блок конфигурационных параметров, технологическую базу данных штатной SCADA-системы, диспетчерский пункт наблюдения за технологическим процессом, блок регистрации производимых изменений, блок информационно-управляющей системы считывания данных, блок анализа изменения промысловой ситуации и принятия решений, блок расчета изменений производительности, блок распределений рассчитанных воздействий, блок выдачи управляющих воздействий, блок регистрации технологического процесса и истории событий, поток данных с датчиков промысловых объектов (сигналы и измеренные значения).
Информационно-управляющая система стабилизации давления газожидкостной смеси по полезной модели №58746 предназначена для выработки управляющих воздействий для стабилизации давления газожидкостной смеси на входе перерабатывающего предприятия и обеспечения оптимальной нагрузки при соблюдении технологических регламентов и принята авторами за прототип.
В реальных условиях эксплуатации скважины промысла рассредоточены, протяженность газоконденсатопроводов промысла составляет десятки километров, при этом система стабилизации давления газожидкостной смеси в трубопроводе обладает большой постоянной времени в результате чего информационно-управляющая система стабилизации давления газожидкостной смеси имеет высокую нестабильность давления газожидкостной смеси на входе перерабатывающего предприятия, что приводит к существенным затратам при переработке газового конденсата.
В информационно-управляющей системе стабилизации давления газожидкостной смеси по прототипу отсутствует возможность автоматического уточнения доступных для управления скважин с учетом максимально допустимого давления в трубопроводе каждой скважины, корректировки диапазонов производительности скважин с АРМ геологической службы и разрешения автоматического изменения их производительности, что не позволяет определять дополнительные запасы производительности и приводит к большим запаздываниям в цепи регулирования и соответственно к большой нестабильности давления газожидкостной смеси на входе перерабатывающего предприятия, которая в ряде случаев достигает нескольких процентов. Кроме того, система по прототипу не позволяет формировать упреждающие воздействия изменения производительности газоконденсатопровода в автоматическом режиме. При таких способах регулирования возможны аварийные ситуации, когда значение давления на скважинах достигает критического значения, что не допустимо для опасных производственных процессов. Кроме того в информационно-управляющей системе стабилизации давления газожидкостной смеси по прототипу отсутствует возможность автоматического изменения температурного режима подогревателей скважин, учитывающее изменение производительности скважин, что не позволяет достичь стабильного температурного режима газожидкостной смеси на входе газоконденсатопровода и приводит к гидратообразованию газожидкостной смеси на входе перерабатывающего предприятия и, соответственно, к неуправляемым колебаниям давления.
Задача, на решение которой направлено заявленное техническое решение, заключается в снижении нестабильности и повышении точности стабилизации давления газожидкостной смеси на входе перерабатывающего предприятия, оптимизации режимов работы скважин, повышении надежности регулирования, что позволяет сократить непроизводительные затраты на добычу и увеличить межремонтный период работы скважин.
Данная задача достигается за счет того, что в информационно-управляющую аналитическую систему комплексной оптимизации технологических режимов скважин, содержащую блок диагностирования сигналов датчиков промысла, связанный своими основными входами с датчиками давления, температуры и расхода скважин, датчиками дискретных сигналов состояния запорной арматуры, связи и режимов управления скважин, а также с датчиками температуры, давления и расхода газоконденсатопровода, датчиками дискретных сигналов состояния запорной арматуры, связи и режимов управления газоконденсатопровода, блок анализа состояния технологического процесса, связанный своими основными входами с АРМ администратора, выходом блока диагностирования сигналов датчиков промысла, с первым основным выходом АРМ диспетчерской службы и первым основным выходом блока ведения и формирования архива событий, второй основной выход которого связан с первым входом АРМ диспетчерской службы, блок отображения состояния технологического процесса и системы, связанный входом с основным выходом блока анализа состояния технологического процесса, а первым основным выходом - со вторым входом АРМ диспетчерской службы, второй основной выход которого связан с основным входом блока расчета изменения производительности газоконденсатопровода, выход которого связан с входом блока распределения рассчитанного воздействия по скважинам, основные выходы которого связаны соответственно с входом блока ведения и формирования архива событий и основным входом блока выдачи уставок и управления исполнительными устройствами скважин, а также АРМ геологической службы, связанный своими основными входами соответственно с вторым выходом блока отображения состояния технологического процесса и системы и третьим выходом блока ведения и формирования архива событий, дополнительно введены блок памяти параметров скважин, блок памяти параметров газоконденсатопровода, блок изменения температурного режима подогревателей на скважинах, блок определения скважин доступных для автоматического управления, сумматор общего расхода скважин, блок вычисления скорости изменения давления, блок вычисления направления изменения давления, блок формирования управляющих сигналов, блок корректировки диапазонов производительности скважин, блок вычисления минимальных и максимальных запасов производительности, сумматор общего расхода скважин, доступных для управления, а также блок разрешения изменения производительности газоконденсатопровода. АРМ диспетчерской службы снабжен четырьмя дополнительными выходами, каждый из которых связан соответственно с входом блока памяти параметров скважин, с входом блока памяти параметров газоконденсатопровода, с первым входом блока определения скважин, доступных для автоматического управления и первым входом блока разрешения изменения производительности газоконденсатопровода. Выход блока памяти параметров скважин связан с первым дополнительным входом блока диагностирования сигналов датчиков промысла, второй дополнительный вход которого связан с первым выходом блока памяти параметров газоконденсатопровода. Первый и второй выходы АРМ геологической службы связаны соответственно с первым входом блока корректировки диапазонов производительности скважин и вторым входом блока определения скважин, доступных для автоматического управления. Третий вход блока определения скважин, доступных для автоматического управления связан с первым дополнительным выходом блока анализа состояния технологического процесса. Второй дополнительный выход блока анализа состояния технологического процесса параллельно соединен с входом сумматора общего расхода скважин и первым входом блока вычисления минимальных и максимальных запасов производительности. Второй вход блока вычисления минимальных и максимальных запасов производительности связан с первым выходом блока корректировки диапазонов производительности скважин. Второй вход блока корректировки диапазонов производительности скважин связан с - выходом блока определения скважин, доступных для автоматического управления, а второй выход - с входом сумматора общего расхода скважин, доступных для управления. Выход сумматора общего расхода скважин параллельно подключен к входу блока вычисления направления изменения давления и к первому входу блока вычисления скорости изменения давления. Второй вход блока вычисления скорости изменения давления связан с вторым выходом блока памяти параметров газоконденсатопровода. Первый и второй входы блока формирования управляющих сигналов связан с выходом блока вычисления скорости изменения давления и выходом блока вычисления направления изменения давления, а выход - со вторым входом блока разрешения изменения производительности газоконденсатопровода. Третий и четвертый входы блока разрешения изменения производительности газоконденсатопровода связаны соответственно с выходом блока вычисления минимальных и максимальных запасов производительности и выходом сумматора общего расхода скважин, доступных для управления. Выход блока разрешения изменения производительности газоконденсатопровода связан с дополнительным входом блока расчета изменения производительности газоконденсатопровода. Блок изменения температурного режима подогревателей на скважинах своим входом связан с дополнительным выходом блока распределения рассчитанного воздействия по скважинам, а выход - с дополнительным входом блока выдачи уставок и управления исполнительными устройствами.
Техническим результатом, обеспечиваемым приведенной совокупностью признаков, является автоматическое уточнение доступных для управления скважин с учетом максимально допустимого давления в трубопроводе каждой скважины, корректировка диапазонов производительности скважин с АРМ геологической службы, автоматическое выявление дополнительных запасов производительности, формирование упреждающих воздействий изменения производительности газоконденсатопровода в автоматическом режиме, безгидратный режим поставки газожидкостной смеси на переработку, выравнивание и поддержание в автоматическом режиме заданного давления газоконденсатопровода до входа перерабатывающего предприятия, повышение надежности регулирования.
Структурная схема информационно-управляющей аналитической системы комплексной оптимизации технологических режимов скважин приведена на Фиг.1.
Информационно-управляющая аналитическая система комплексной оптимизации технологических режимов скважин включает блок диагностирования сигналов датчиков промысла 1, связанный своими основными входами с датчиками давления, температуры и расхода скважин 2, датчиками дискретных сигналов состояния запорной арматуры, связи и режимов управления скважин 3, а также с датчиками температуры, давления и расхода газоконденсатопровода 4, датчиками дискретных сигналов состояния запорной арматуры, связи и режимов управления газоконденсатопровода 5, блок анализа состояния технологического процесса 6, связанный своими основными входами с АРМ администратора 7, выходом блока диагностирования сигналов датчиков промысла 1, с первым основным выходом АРМ диспетчерской службы 8 и первым основным выходом блока ведения и формирования архива событий 9, второй основной выход которого связан с первым входом АРМ диспетчерской службы 8, блок отображения состояния технологического процесса и системы 10, связанный входом с основным выходом блока анализа состояния технологического процесса 6, а первым основным выходом - со вторым входом АРМ диспетчерской службы 8, второй основной выход которого связан с основным входом блока расчета изменения производительности газоконденсатопровода 11, выход которого связан с входом блока распределения рассчитанного воздействия по скважинам 12, основные выходы которого связаны соответственно с входом блока ведения и формирования архива событий 9 и основным входом блока выдачи уставок и управления исполнительными устройствами скважин 13, а также АРМ геологической службы 14, связанный своими основными входами соответственно с вторым выходом блока отображения состояния технологического процесса и системы 10 и третьим выходом блока ведения и формирования архива событий 9, отличающаяся тем, что в нее введены блок памяти параметров скважин 15, блок памяти параметров газоконденсатопровода 16, блок изменения температурного режима подогревателей на скважинах 17, блок определения скважин доступных для автоматического управления 18, сумматор общего расхода скважин 19, блок вычисления скорости изменения давления 20, блок вычисления направления изменения давления 21, блок формирования управляющих сигналов 22, блок корректировки диапазонов производительности скважин 23, блок вычисления минимальных и максимальных запасов производительности 24, сумматор общего расхода скважин, доступных для управления 25, а также блок разрешения изменения производительности газоконденсатопровода 28, при этом АРМ диспетчерской службы 8 снабжен четырьмя дополнительными выходами, каждый из которых связан соответственно с входом блока памяти параметров скважин 15, с входом блока памяти параметров газоконденсатопровода 16, с первым входом блока определения скважин, доступных для автоматического управления 18 и первым входом блока разрешения изменения производительности газоконденсатопровода 26, выход блока памяти параметров скважин 15 связан с первым дополнительным входом блока диагностирования сигналов датчиков промысла 1, второй дополнительный вход которого связан с первым выходом блока памяти параметров газоконденсатопровода 16, первый и второй выходы АРМ геологической службы 14 связаны соответственно с первым входом блока корректировки диапазонов производительности скважин 23 и вторым входом блока определения скважин, доступных для автоматического управления 18, третий вход которого связан с первым дополнительным выходом блока анализа состояния технологического процесса 6, второй дополнительный выход которого параллельно соединен с входом сумматора общего расхода скважин 19 и первым входом блока вычисления минимальных и максимальных запасов производительности 24, второй вход которого связан с первым выходом блока корректировки диапазонов производительности скважин 23, второй вход которого связан с выходом блока определения скважин, доступных для автоматического управления 18, а второй выход - с входом сумматора общего расхода скважин, доступных для управления 25, выход сумматора общего расхода скважин 19 параллельно подключен к входу блока вычисления направления изменения давления 21 и к первому входу блока вычисления скорости изменения давления 20, второй вход которого связан с вторым выходом блока памяти параметров газоконденсатопровода 16, первый и второй входы блока формирования управляющих сигналов 22 связан с выходом блока вычисления скорости изменения давления 20 и выходом блока вычисления направления изменения давления 21, а выход - с вторым входом блока разрешения изменения производительности газоконденсатопровода 26, третий и четвертый входы которого связаны соответственно с выходом блока вычисления минимальных и максимальных запасов производительности 24 и выходом сумматора общего расхода скважин, доступных для управления 25, выход блока разрешения изменения производительности газоконденсатопровода 26 связан с дополнительным входом блока расчета изменения производительности газоконденсатопровода 11, а блок изменения температурного режима подогревателей на скважинах 17 своим входом связан с дополнительным выходом блока распределения рассчитанного воздействия по скважинам 12, а выход - с дополнительным входом блока выдачи уставок и управления исполнительными устройствами 13. Устройство работает следующим образом.
Сигналы с выходов полевых датчиков 2, 3 скважин и 4, 5 газоконденсатопровода сравниваются в блоке диагностирования сигналов датчиков промысла 1 с параметрами (допустимый диапазон, максимальные значения и др.), поступающими соответственно с блоков памяти параметров скважин 15 и блока памяти параметров газоконденсатопровода 16. Поток данных после диагностики поступает на вход блока анализа состояния технологического процесса 6, на другие входы которого поступают конфигурационные параметры системы с АРМ администратора 7, уставки для управления газоконденсатопроводом с АРМ диспетчерской службы 8 и с блока ведения и формирования архива событий 9 данные о предыдущих состояниях системы. Далее через блок отображения состояния технологического процессов и системы 10 происходит визуализация параметров для их отображения на АРМ диспетчерской службы 8 и АРМ геологической службы 14. С дополнительного выхода блока анализа состояния технологического процесса 6, данные о состоянии скважин, поступают в блок определения скважин, доступных для автоматического управления 18, где при сравнении с уставками с АРМ диспетчерской службы 8 и АРМ геологической службы 14 определяются скважины, которыми может управлять система в автоматическом режиме (например, состояние запорной арматуры, наличие дистанционного доступа для управления). В результате автоматически уточняются доступные для управления скважины.
В блоке корректировки диапазонов производительности скважин 23 происходит изменение диапазонов производительности на основе уставок, выдаваемых с АРМ геологической службы 14, для скважин, доступных для автоматического управления (например, для скважин, у которых значение устьевого давления находится ниже заданного значения, автоматически уменьшается верхняя граница производительности, также, если в результате этого текущий расход скважины оказался выше верхней границы производительности, то он автоматически уменьшается до величины новой верхней границы производительности).
Суммарное значение расхода скважин, доступных для управления, с выхода блока 25 поступает в блок разрешения изменения производительности газоконденсатопровода 26. Скорректированные диапазоны производительности скважин, доступных для автоматического управления, с блока 23 поступают в блок 24 вместе с потоком данных с блока анализа состояния технологического процесса 6, где автоматически происходит вычисление минимальных и максимальных запасов производительности газоконденсатопровода в целом, в диапазоне которых может оперировать система.
Расход всех работающих скважин, с выхода блока 6, суммируется в блоке 19. В блоке 20 и 21 соответственно производятся вычисления скорости изменения давления и направления изменения давления, на основании которых в блоке формирования управляющих сигналов 22 формируются управляющие сигналы на изменение производительности газоконденсатопровода, поступающие на вход блока 26. Скорость изменения давления по модулю за один цикл работы системы является коэффициентом увеличения рассчитанного изменения производительности, данный коэффициент вычисляется с учетом параметров, поступающих с блока памяти параметров газоконденсатопровода 16, которые поступают в него из АРМ диспетчерской службы 8. В результате формируются упреждающие воздействия изменения производительности газоконденсатопровода в автоматическом режиме и снижается запаздывание в цепи регулирования и соответственно уменьшается нестабильность давления газожидкостной смеси на входе перерабатывающего предприятия. В блоке 21 вычисляется направление изменения давления. Так при росте давления формируется управляющий сигнал на уменьшение общей производительности газоконденсатопровода в блоке 22, а при падении - на увеличение общей производительности газоконденсатопровода.
В блоке 26 формируется сигнал разрешения изменения производительности газоконденсатопровода с учетом управляющих сигналов с блока 22, запасов производительности газоконденсатопровода с выходов блока вычисления минимальных и максимальных запасов производительности 24, общего расхода скважин с блока 25 и уставок, поступающих с АРМ диспетчерской службы 8. На основании разрешений, поступающих с блока 26, в блоке 11 производится расчет изменения производительности газоконденсатопровода. На выходе блока 11 рассчитывается изменение производительности газоконденсатопровода. Так при росте давления уменьшается производительность газоконденсатопровода пропорционально величине скорости изменения давления, а при снижении давления - на увеличение пропорционально величине скорости изменения давления, с учетом запасов производительности и величины общего расхода.
Рассчитанная в блоке 11 величина воздействия для изменения производительности газоконденсатопровода поступает на вход блока распределения рассчитанного воздействия по скважинам 12, в котором вычисляются новые уставки расхода для каждой скважины, доступной для автоматического управления, которые затем передаются в блоки выдачи уставок и управления исполнительными устройствами 13, для тех скважин, на которых изменилась уставка расхода. В результате новых выданных уставок изменяется расход скважин, поддерживая заданное давление газожидкостной смеси в газоконденсатопроводе. Кроме этого, с блока 12 новые уставки передаются в блок ведения и формирования архива событий 9 для визуализации произведенных изменений на АРМ диспетчерской службы 8 и АРМ геологической службы 14. Одновременно с этим с блока 12 дополнительно новые уставки по скважинам передаются в блок изменения температурного режима подогревателей на скважинах 17, с которого вычисленные новые режимы подогревателей также передаются в блоки выдачи уставок и управления исполнительными устройствами 13, для скважин с новыми рассчитанными температурными режимами. Таким образом, обеспечивается стабилизация температурного режима в газоконденсатопроводе, в результате чего достигается безгидратный режим транспортировки газожидкостной смеси и, соответственно, исключается неконтролируемое колебание давления газожидкостной смеси в газоконденсатопроводе.
Пример практического применения информационно-управляющей аналитической системы комплексной оптимизации технологических режимов скважин.
Система имеет возможность подключения для управления до 1000 скважин.
Система в реальном масштабе времени считывает данные с выходов локальных средств автоматики, с выходов которых считываются данные с датчиков скважин и газоконденсатопровода и на которые выдаются управляющие воздействия по управлению расходом и температурными режимами скважин. Локальные средства автоматики выполнены на промышленных контроллерах Quantum фирмы Schneider Electric, с резервируемыми процессорами с разветвленной системой ввода/вывода (64000 линий), объем памяти 2 Мбайт, усовершенствованными процессорными устройствами на основе микросхем Intel. Характеристика модулей контроллера: ЦПУ 5×86, тактовая частота 133 МГц, ОЗУ - 4 Мб, ПЗУ (flash) - 1 Мб, время обработки логики (не менее) 0.09 мс/к, поддержка сопроцессора. В контроллерах использованы модули аналогового ввода/вывода со стандартными сигналами 0-10V, ±10V, 0-5V, ±5V, а также модули дискретного ввода/вывода с 32 изолированными входами ~115V и 16 изолированными выходами ~24-48V.
Система функционирует на следующих технических средствах фирмы Sun Microsystems: серверы Sun Fire V240 (количество процессоров - 2; тип процессора - UltraSPARC IIIi; тактовая частота процессора - 1 ГГц; объем оперативной памяти - 1 ГБ RAM; жесткий диск - 80 ГБ; объем кеш-памяти 2-го уровня - 1 МБ; количество PCI слотов - 3; сетевые интерфейсы - 4×10/100/1000 BaseT Ethernet портов и 1×l0 BaseT порт сетевого управления; порты ввода/вывода - 1 последовательный порт, 1 порт сетевого управления, 2 порт USB, 1 порт Ultra 160 SCSI; количество жестких дисков 2; удаленное управление - ALOM; количество источников питания - 2; дисковод -DVDLW; графическая карта - XVR100) и рабочие станции Sun Ultra 25 (частота процессора - 1.34 ГГц; тип процессора - UltraSPARC IIIi; объем оперативной памяти - 1ГБ RAM; жесткий диск - 80ГБ; сетевые интерфейсы -2×1000 Ethernet; дисковод - DVDLW; графическая карта - XVR100).
На серверах и рабочих станциях используется операционная система Sun Solaris 10 64-bit. Программная часть системы реализована на языке программирования высокого уровня Perl и языке программирования высокого уровня С. Хранение данных системы, конфигурационных параметров скважин и газоконденсатопроводов, ведение и формирование архивов событий реализовано на высокопроизводительном кластере Sybase.
Информация о событиях и состоянии технологического процесса хранится в течение эксплуатационного периода скважин. Для визуализации состояния технологического процесса и выдачи уставок используются АРМ диспетчерской службы и АРМ геологической службы. Конфигурация АРМов: Dell OptiPlex GX620; с процессором Intel Pentium D 840 (3.2 ГГц, 800 МГц FSB, 2×1 МБ кэш L2); основная память 4Гб DDR-2, 533 МГц; жесткий диск - 250 ГБ; дисковод - 16×DVD+/-RW Drive, операционная система - Microsoft Windows ХР Service Pack 3.
Функционирование системы обеспечивается следующими программами: программа считывания конфигурационных данных и начального запуска системы config_run.exe; программа визуализации для АРМ диспетчерского персонала info_disp.exe; программа визуализации для АРМ геологической службы info_geo.exe; программа связи с контроллерами и считывания данных read_signal.exe; программа протоколирования и ведения журнала истории событий save_history.exe; программа вычислений main_module.exe; программа выдачи управляющих воздействий send_setpoint.exe - которые позволяют автоматически осуществлять комплексную оптимизацию технологических режимов скважин.
Преимущество информационно-управляющей аналитической системы комплексной оптимизации технологических режимов скважин заключается в автоматическом уточнении доступных для управления скважин с учетом максимально допустимого давления в трубопроводе каждой скважины, в корректировке диапазонов производительности скважин с АРМ геологической службы, в автоматическом выявлении дополнительных запасов производительности, в формировании упреждающих воздействий изменения производительности газоконденсатопровода в автоматическом режиме, в снижении запаздывания в цепи регулирования и соответственно в снижении нестабильности давления газожидкостной смеси на входе перерабатывающего предприятия, в безгидратном режиме поставки газожидкостной смеси на переработку и повышении надежности ведения процесса, а также прозрачности для дистанционного диспетчерского управления режимами работы скважин, газоконденсатопровода и температурным режимом подогревателей скважин и в существенном сокращении непроизводительных затрат на добычу газожидкостной смеси.
Информационно-управляющая аналитическая система комплексной оптимизации технологических режимов скважин внедрена в Газопромысловом управлении ООО «Газпром добыча Астрахань» и обеспечивает в автоматическом режиме стабильность поддержания давления газожидкостной смеси на входе перерабатывающего завода с точностью не хуже 0,2%.