СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ КУСТА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
METHOD OF AUTOMATIC CONTROL OF TECHNOLOGICAL PROCESSES OF GAS AND GAS CONDENSATE WELLS

Изобретение относится к области добычи природного газа и газового конденсата, в частности к управлению технологическими процессами куста скважин при добыче газа и газового конденсата с определением и поддержанием в газосборном коллекторе и в шлейфе, идущем от куста, максимального значения давления, предусмотренного технологическим режимом, при соблюдении заданных режимов работы каждой скважины данного куста.
Известна система автоматического поддержания давления на кусте скважин, включающая регулирующие устройства и датчики давления [патент на полезную модель RU 62656, опубл. 27.04.2007]. Недостатком указанного способа, лежащего в основе функционирования данной системы, является то, что в нем не учитываются особенности эксплуатации скважин газоконденсатных месторождений, в частности при управлении технологическим процессом отсутствует контроль расхода газа по каждой скважине, соответственно, отсутствует возможность соблюдения геологических ограничений по расходу скважины.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является система адаптивного автоматического управления производительностью куста газовых скважин, включающая ПИД-регуляторы расхода газа, подключенные к скважинам и соединенные входом с датчиками расхода газа, а выходом с исполнительными механизмами скважин, задатчики производительности и регулятор давления газа в газосборном коллекторе куста скважин [патент на изобретение RU №2559268, опубл. 10.08.2015]. Существенным недостатком данной системы является то, что в ней так же, как и в предыдущей системе, не учитываются особенности эксплуатации газоконденсатных месторождений, в частности отсутствует возможность автоматического определения и поддержания максимального значения давления в общем коллекторе куста с учетом геологических и технологических ограничений каждой скважины (максимальные и минимальные границы расходов, давлений и положений клапанов регуляторов). Также в указанном изобретении отсутствует возможность автоматического распределения нагрузки по всем скважинам куста, участвующим в процессе регулирования.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является автоматическое поддержание максимального значения давления в шлейфе куста газовых и газоконденсатных скважин, предусмотренного технологическим режимом, для обеспечения стабильной и наиболее эффективной работы технологических процессов на установке комплексной подготовки газа (УКПГ), при соблюдении заданных геологических режимов работы каждой скважины куста.
При использовании заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в автоматическом определении и поддержании максимального значения давления в газосборном коллекторе куста газовых и газоконденсатных скважин (ККГС) и предусмотрен технологическим режимом;
автоматическое распределение нагрузки между скважинами куста, участвующими в процессе регулирования, пропорционально геологическим возможностям скважин по давлению;
автоматическая защита технологических режимов скважин, не допускающая выхода параметров скважин за установленные максимальные и минимальные ограничения работы скважин;
автоматическая стабилизация работы куста газовых и газоконденсатных скважин (КГС) путем минимизации влияния возникающих отклонений по давлению в коллекторе куста этих скважин в процессе их эксплуатации.
куст_ф
куст
куст_ф
куст
куст_нач
куст_нач
Указанный технический результат достигается тем, что в способе посредством системы автоматического управления кустом газовых скважин (САУ КГС) посредством ПИД-регуляторов давления газа постоянно поддерживают максимальное значение давления газа Р в газосборном коллекторе куста скважин, предусмотренное технологическим режимом, путем управления клапанами регуляторами каждой скважины. Для этого на вход заданий ПИД-регуляторов подают найденное значение максимального давления Р для газосборного коллектора куста скважин ККГС, а на вход обратных связей ПИД-регуляторов подают значение с датчика давления, установленного в газосборном коллекторе куста скважин Р. Для каждой скважины определяют интегральный и дифференциальный коэффициенты, которые вводят в ПИД-регуляторы при их настройке. Производят поиск максимального значения давления для ККГС Р с учетом граничных значений - максимального и минимального значения расходов и давлений в каждой скважине, которые определяют во время проведения периодических газогидродинамических исследований скважин. Далее осуществляют поиск максимального давления в ККГС. Для этого оператор УКПГ в дистанционном режиме управления КГС, изменяя положения каждого клапана регулятора КР, создает такое давление в ККГС, при котором геологические параметры скважин (расход и давление) будут находиться между максимальными и минимальными ограничениями. При этом давление будет ближе к минимальному, а расход ближе к максимальному, и это давление в ККГС принимают за начальную уставку поддержания давления в ККГС Р для ПИД-регуляторов. Далее эту уставку увеличивают на величину (ΔР), равную 0,5÷1% от Р,
куст
куст_нач
Р = Р + ΔР
куст
куст
куст_макс
кор
куст_макс
куст
и, когда в процессе ПИД-регулирования давление в ККГС достигнет заданного значения Р, производят следующее увеличение Р на ΔР и этот процесс продолжают до тех пор, пока одна из скважин куста не выйдет на ограничение по минимальному для нее давлению, или по максимальному расходу, или по верхнему положению КР, и эту величину найденного давления в коллекторе куста газовых скважин Р, за минусом коэффициента запаса (ΔР), равного 1÷3% от Р, принимают за максимальное давление - уставку Р в данном ККГС,
куст
куст_макс
кор
Р = Р - ΔР.
п_с[i]
скваж[i]
САУ КГС постоянно перераспределяет нагрузку между скважинами куста пропорционально геологическим возможностям скважин по давлению с помощью непрерывного расчета коэффициентов пропорциональности К для каждой скважины, значения которых являются линейной функцией от давлений в скважинах Р,
п_c
скваж[i]
К[i] = ƒ(Р),
которую представляют в виде соотношения полученных ограничений и контролируемых величин
п_c[i]
скваж[i]
мин_с[i]
макс_с[i]
мин_с[i]
п_макс_с[i]
п_мин_с[i]
п_мин_c[i]
К = (Р - Р) ÷ (Р - Р) × (К - К) + К,
с учетом следующих условий:
п_c[i]
п_мин_c[i]
если К < К, то
п_c[i]
п_мин_c[i]
К := К,
п_с[i]
п_макс_с[i]
если К > К, то
п_c[i]
п_макс_с[i]
К := К,
скваж[i]
мин_c[i]
макс_с[i]
п_мин_с[i]
п_макс_с[i]
где i - номер скважины; Р - текущие давления на устье скважин; Р - минимальное давления на устье скважин; Р - максимальное давления на устье скважин; К - минимальные значения коэффициентов пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перестают перемещаться; К - коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перемещаются с максимальными приращениями.
куст[i]
куст[i]
САУ КГС для каждой скважины куста постоянно отслеживает соответствие ее технологического процесса границам (его ограничениям) по давлению, расходу и положению клапана регулятора и в ситуации, когда скважины работают штатно - без выхода за установленные границы, на вход заданий ПИД-регуляторов КР скважин подают одно для всех задание уставку по давлению Р, а в случае выхода параметров хотя бы одной скважины за границы, предусмотренной заданным технологическим режимом, для возврата в указанные пределы САУ КГС производит коррекцию величин уставок давлений в ККГС Р следующим образом:
скв[i]
скв[i]
макс_скв[i]
куст[i]
- если текущий расход F в одной из скважин превышает значение максимального геологического ограничения F > F, то САУ КГС производит уменьшение уставки давления Р для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения расхода, по следующему алгоритму,
откл_макс[i]
макс_с[i]
скв[i]
F = F - F,
откл_макс[i]
если F < 0, то
куст[i]
куст[i]
кор_F[i]
откл_макс[i]
Р = Р - (К × ⎪F⎪),
макс_c[i]
скв[i]
кор_F[i]
где i - номер скважины; F - максимальные расходы на устье скважин; F - текущие расходы на устье скважин; К - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС,
скв[i]
скв[i]
мин_скв[i]
куст[i]
- если текущий расход F в одной из скважин меньше значения минимального геологического ограничения F < F, то САУ КГС производит увеличение уставки давления Р для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения расхода, по следующему алгоритму,
откл_мин[i]
скв[i]
мин_c[i]
F = F - F,
откл_мин[i]
если F < 0, то
куст[i]
куст[i]
кор_F[i]
откл_мин[i]
Р = Р + (К × ⎪F⎪),
мин_с[i]
скв[i]
кор_F[i]
где i - номер скважины; F - минимальные расходы на устье скважин, предусмотренные технологическим режимом; F - текущие расходы на устье скважин; К - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС,
скв[i]
скв[i]
макс_скв[i]
куст[i]
- если текущее Р давление в одной из скважин куста превышает значение максимального геологического ограничения Р > Р, то САУ КГС производят увеличение уставки давления Р для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения давления, по следующему алгоритму,
откл_макс[i]
макс_с[i]
скв[i]
Р = Р - Р,
откл_макс[i]
если Р < 0, то
куст[i]
куст[i]
кор_P[i]
откл_макс[i]
Р = Р + (К × ⎪Р⎪),
макс_с[i]
скв[i]
кор_P[i]
где i - номер скважины; Р - максимальные давления на устье скважин; Р - давления на устье скважин; К - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС,
скв[i]
скв[i]
мин_скв[i]
куст[i]
- если давление Р в одной из скважин куста меньше значения минимального геологического ограничения Р < Р, то САУ КГС производит уменьшение уставки давления Р для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения давления, по следующему алгоритму,
откл_мин[i]
скв[i]
мин_с[i]
Р = Р - Р,
откл_мин[i]
если Р < 0, то
куст[i]
куст[i]
кор_P[i]
откл_мин[i]
Р = Р - (К × ⎪Р⎪),
мин_c[i]
скв[i]
кор_P[i]
где i - номер скважины; Р - минимальные давления на устье скважин; Р - текущие давления на устье скважин; К - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС, а в ситуации, когда положение клапана регулятора достигает границы ограничения по положению, САУ КГС отключает его от ПИД-регулятора и фиксирует в соответствующем значении ограничения по положению.
куст_ф
куст
п_c[i]
САУ КГС постоянно отслеживает отклонение ΔР - фактического давления в ККГС Р от уставки Р и корректирует коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов скважин К в зависимости от величины и направления отклонения давления ΔР следующим образом:
куст_ф
куст_ф
куст
п_с[i]
мин_с[i]
- если давление в ККГС Р больше уставки Р > Р, то САУ КГС изменяет К в большую сторону у тех скважин, давление которых ближе к минимальному ограничению по давлению в скважине Р;
куст_ф
куст_ф
куст
п_с[i]
макс_с[i]
- если давление в ККГС Р меньше уставки Р < Р, то САУ КГС изменяет К в большую сторону у тех скважин, давление которых ближе к максимальному ограничению по давлению в скважине Р;
п_с[i]
п_макс_c[i]
п_с[i]
п_макс_с[i]]
- если вычисленный К получается больше максимального значения пропорционального коэффициента К, то САУ КГС за К берет К по следующему алгоритму,
куст_ф
куст
ΔР = Р - Р,
п_вверх_с[i]
п_макс_с[i]
п_с[i]
ΔК = К - К,
п_вниз_ [i]
п_с[i]
п_мин_с[i]
ΔК = К - К,
если ΔР=0, то
п_c[i]
п_c[i]
К = К,
если ΔР<0, то
п_c[i]
п_c[i]
п_вниз_с[i]
К = К + (ΔК × |ΔР|),
если ΔР>0, то
п_c[i]
п_c[i]
п_вверх_c[i]
К = К + (ΔК × |ΔР|),
п_c[i]
п_макс_c[i]
если К > К, то
п_c[i]
п_макс_с[i]
К = К,
п_макс_c[i]
п_мин_с[i]
где i - номер скважины; К - коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перемещаются с максимальными приращениями; К - минимальные значения коэффициентов пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перестают перемещаться.
При возникновении ситуации, когда все скважины куста вошли в зону ограничений по давлению, расходу или по положению КР, САУ КГС производит остановку управляющих воздействий с ПИД-регуляторов на клапаны регуляторы с выдачей сообщения в автоматизированную систему управления технологическими процессами УКПГ о невозможности поддержания давления в ККГС.
Причинно-следственная связь между указанным техническим результатом и существенными признаками изобретения следующая. Используя результаты гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, осуществляют настройку системы автоматического управления кустом газовых скважин (САУ КГС), которая обеспечивает в процессе эксплуатации автоматическое определение и поддержание максимального значения давления в газосборном коллекторе куста скважин. При этом реализуется автоматическое распределение нагрузки между скважинами куста пропорционально их геологическим возможностям по давлению, обеспечивается автоматическая защита технологических режимов скважин, не допускающая выхода параметров скважин за установленные максимальные и минимальные ограничения, автоматически стабилизируется работа куста скважин путем минимизации влияния существенных отклонений давления, возникающих в коллекторе куста этих скважин в процессе его эксплуатации. Заявляемая совокупность действий обеспечивает автоматическое управление технологическими процессами куста газовых и газоконденсатных скважин, полностью учитывает индивидуальные особенности эксплуатации скважин газоконденсатных месторождений, что позволяет значительно повысить эффективность использования возможностей каждого куста газовых скважин. Также значительно снижается информационная нагрузка на оперативный персонал, что повышает его эффективность при принятии решений.
Изобретение поясняется иллюстративными материалами, где на фиг. 1 показана укрупненная структурная схема куста газовых и газоконденсатных скважин, на фиг. 2 показана структурная блок-схема системы автоматического управления кустом газовых и газоконденсатных скважин (САУ КГС).
На фиг. 1 и фиг. 2 использованы следующие обозначения:
1 - САУ КГС;
2 - газовая или газоконденсатная скважина;
3 - датчик расхода на устье скважины (FE);
4 - датчик давления на устье скважины (РТ);
5 - клапан регулятор (КР);
6 - датчик давления в газосборном коллекторе куста скважин (РТ);
7 - газосборный коллектор куста скважин (ККГС);
8 - шлейф от куста скважин до УКПГ;
9 - вход сигнала датчика 6 контроля давления в коллекторе ККГС 7;
10 - выходной управляющий сигнал САУ КГС на клапан-регулятор (КР) 5 (индивидуальный для КР каждой скважины куста);
11 - блок по определению ограничений на положения КР 5 (индивидуальный для каждой скважины куста), принцип работы и реализация данного блока описывается ниже в пунктах г и е;
12 - программно реализованный ПИД-регулятор;
13 - вход сигнала с датчика 4 контроля давления на устье скважины 2 (индивидуальный для каждой скважины куста);
14 - блок расчета коэффициента пропорциональности (индивидуальный для каждой скважины куста), принцип работы и реализация данного блока описывается ниже в пунктах б и д;
15 - вход для ввода оператором УКПГ задания максимального и минимального значения коэффициента пропорциональности (индивидуальный для каждой скважины куста);
16 - блок коррекции коэффициента пропорциональности при отклонении давления в коллекторе 7 ККГС от максимального значения (индивидуальный для каждой скважины куста), принцип работы и реализация данного блока описывается ниже в пункте д;
17 - вход для ввода оператором УКПГ задания максимального и минимального значения давления в скважине 2 (индивидуальный для каждой скважины куста);
18 - блок коррекции уставки SP для ПИД-регулятора при отклонениях давления газа на устье скважины 2 за пределы ограничений (индивидуальный для каждой скважины куста), принцип работы и реализация данного блока описывается ниже в пункте г;
19 - блок коррекции уставки SP для ПИД-регулятора при отклонениях расхода газа скважины 2 за пределы ограничений (индивидуальный для каждой скважины куста), принцип работы и реализация данного блока описывается ниже в пункте г;
20 - вход для ввода оператором УКПГ задания максимального и минимального расхода газа скважины 2 (индивидуальный для каждой скважины куста);
21 - вход сигнала с датчика 3 контроля расхода газа скважины 2 (индивидуальный для каждой скважины куста);
22 - блок поиска максимального значения давления в коллекторе 7 ККГС;
23 - вход для ввода оператором УКПГ задания максимального и минимального положения КР 5 (индивидуальный для каждой скважины куста).
В качестве блоков, средств измерения, запорной арматуры использованы стандартные средства. Блоки для вычислений и ПИД-регуляторы, указанные в заявке, реализованы на базе программируемого логического контроллера (ПЛК) контрольного пункта (КП) систем телемеханики КГС 1, а для реализации описываемого способа в ПЛК используются стандартизированные языки программирования МЭК (IEC) стандарта IEC61131-3.
Куст газовых и газоконденсатных скважин включает шлейфы скважин 2, на которых последовательно установлены датчики расхода газа 3, давления 4 и клапан-регулятор 5, объединенные в газосборный коллектор куста скважин 7, оснащенный датчиком давления 6, который соединен шлейфом куста 8 с коллектором сырого газа УКПГ. Выходы указанных датчиков соединены с системой автоматического управления кустом газовых скважин 1 (САУ КГС), содержащей программно реализованные ПИД-регуляторы 12 давления газа. Проводят гидродинамические исследования, замер промысловых данных по всем скважинам 2, по результатам которых осуществляют настройку системы автоматического управления кустом газовых скважин 1 (САУ КГС).
Посредством САУ КГС 1 реализуют автоматическое управление кустом газовых скважин, следующим образом:
куст
куст_ф
а) постоянно поддерживают максимальное значение давления газа в ККГС 7. Для этого ПИД-регуляторы 12 управляют технологическим процессом скважин 2 клапанами-регуляторами КР 5, участвующими в процессе. Для этого на вход SP заданий каждого из ПИД-регуляторов 12 подают найденное блоком 22 максимального значения давления (уставки) в ККГС 7 Р. На входе 9 для обратных связей PV ПИД 12 регуляторов подают текущее давление с датчика давления 6 в ККГС 7 Р. Для каждой скважины интегральный и дифференциальный коэффициенты для ПИД-регуляторов 12 определяют при настройке САУ КГС 1 [например, см. Энциклопедия АСУ ТП, п. 5.5., классический ПИД-регулятор, интернет ресурс http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning].
куст
Поиск максимального значения давления для ККГС 7 Р проводит блок 22 САУ КГС 1 с учетом граничных значений - максимального и минимального значения расходов, которые поступают от входов 20 и давлений от входа 17 по каждой скважине. Значения этих параметров определяются во время проведения периодических газогидродинамических исследований скважин и задаются на входах 17 и 20 оператором УКПГ.
куст_нач
куст_нач
Перед запуском САУ КГС в работу осуществляют настройку блока 22 поиска максимального давления в ККГС 7. Для этого оператор УКПГ в дистанционном режиме управления САУ КГС 1, изменяя положения КР 5 каждой скважины куста, создает такое давление в ККГС 7, при котором геологические параметры скважин (расход и давление) будут находиться между их максимальными и минимальными значениями - давление ближе к минимальному, а расход ближе к максимальному. Это давление в ККГС 7 принимают за начальную уставку поддержания давления в ККГС 7 Р для ПИД-регуляторов 12. Далее эту уставку увеличивают на величину (ΔР), равную 0,5÷1% от Р, т.е. задают
куст
куст_нач
Р = Р + ΔР
куст
куст
куст_макс
кор
куст_макс
Когда в процессе ПИД-регулирования давление в ККГС 7 достигнет заданного значения Р, производят следующее увеличение Р на ΔР. Этот процесс продолжают до тех пор, пока одна из скважин куста не выйдет на ограничение по минимальному для нее давлению, или по максимальному расходу, или по верхнему положению КР, заданному на входе 23 оператором УКПГ. И эту величину найденного давления в коллекторе куста газовых скважин Р, за минусом коэффициента запаса (ΔР), равного 1÷3% от Р, принимают за максимальное давление в данном ККГС 7, т.е. уставку
куст
куст_макс
кор
Р = Р - ΔР;
п_с[i]
скв[i]
б) постоянно перераспределяют нагрузку между скважинами куста пропорционально геологическим возможностям каждой скважины по давлению. Для этого блок 14, индивидуальный для каждой скважины, непрерывно производит расчет коэффициента пропорциональности К ПИД-регулятора 12 скважины 2, используя алгоритм в виде линейной функции от давления в скважине (Р), т.е.
п_c[i]
скв[i]
К = ƒ(Р),
п_c[i]
скв[i]
мин_с[i]
макс_с[i]
мин_с[i]
п_макс_с[i]
п_мин_с[i]
п_мин_с[i]
К = (Р - Р) ÷ (Р - Р) × (К - К) + К,
скв[i]
мин_с[i]
макс_c[i]
п_мин_с[i]
п_макс_с[i]
где i - номер скважины; Р - текущие давления на устье скважин; Р - минимальные давления на устье скважин, заданные на входе 17; Р - максимальные давления на устье скважин, заданные на входе 17; К - минимальные значения коэффициентов пропорциональности для ПИД-регуляторов 12, при которых соответствующие клапаны-регуляторы КР 5 перестают перемещаться, задаются на входе 15 оператором УКПГ; К - значения коэффициентов пропорциональности для ПИД-регуляторов 12, при которых клапаны-регуляторы КР 5 перемещаются с максимальными приращениями, задаются в на входе 15 оператором УКПГ.
п_с[i]
Чем выше давление в скважине, сигнал которого поступает на вход 13, тем больше будет значение сигнала на выходе блока 14, рассчитывающего коэффициент пропорциональности для ПИД-регулятора 12, и, соответственно, будет больше воздействие на клапан регулятор КР 5. С уменьшением давления в скважине 2 коэффициент К уменьшается, соответственно уменьшается воздействие на клапан-регулятор КР 5. В результате этого происходит распределение нагрузки по скважинам 2 куста в зависимости от их геологических возможностей по давлению;
г) для каждой скважины 2 постоянно отслеживают соответствие ее технологического процесса границам (ее ограничениям) по давлению, расходу и положению КР 5. Выход за ограничения любого из параметров по давлению, расходу или положению КР 5 не допускают. Для этого блоки 3 САУ КГС 1, индивидуальные для каждой скважины, непрерывно отслеживают и не допускают выход параметров скважины за установленные ограничения, заданные на входах 17, 20, 23 оператором УКПГ.
куст[i]
куст[i]
В ситуации, когда скважины работают штатно, без выхода параметров за пределы границы, заданные на входах 17, 20, 23, на входе заданий SP ПИД-регуляторов 12 КР 5 скважин 2 подают одно для всех задание (уставку) по давлению Р. А в случае выхода параметров скважины за пределы границы для возврата их в указанные пределы САУ ETC 1 производит коррекцию величин уставок давлений SP ПИД-регуляторов 12 в ККГС 7 Р в тех скважинах, где возникли ограничения, используя следующий алгоритм:
скв[i]
- если текущий расход F, поступающий на вход 21 с датчика 3, в одной из скважин 2 превышает значение максимального геологического ограничения, заданного на входе 20
скв[i]
макс_с[i]
F > Р,
куст[i]
то блок 19 производит уменьшение уставки SP давления Р для ПИД-регулятора 12 данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения расхода, что приведет к сокращению расхода этой скважины и введет ее в рамки геологического ограничения по расходу, т.е.
откл_макс[i]
макс_с[i]
скв[i]
F = F - F,
откл_макс[i]
- если F < 0, то
куст[i]
куст[i]
кор_F[i]
откл_макс[i]
Р = Р - (К × |F|),
макс_c[i]
скв[i]
кор_F[i]
где i - номер скважины; F - максимальные расходы на устье скважин, заданные на входе 20; F - расходы на устье скважин; К - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС 1;
скв[i]
- если текущий расход F, поступающий на вход 21 с датчика 3, в одной из скважин 2 меньше значения минимального геологического ограничения, заданного на входе 20
скв[i]
мин_c[i]
F < F,
куст[i]
то блок 19 производит увеличение уставки SP давления Р для ПИД-регулятора 12 для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения расхода, что приведет к увеличению расхода этой скважины и введет ее в рамки геологических ограничений по расходу, т.е.
откл_мин[i]
скв[i]
мин_с[i]
F = F - F,
откл_мин[i]
если F < 0, то
куст[i]
куст[i]
кор_F[i]
откл_мин[i]
Р = Р + (К × |F|),
мин_c[i]
скв[i]
кор_F[i]
где i - номер скважины; F - минимальные расходы на устье скважин, заданные на входе 20; F - текущие расходы на устье скважин; К - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС 1;
скв[i]
- если текущее давление Р, поступающее на вход 13 с датчика 4, одной из скважин 2 куста превышает максимальное значение, определенного по результатам газогидродинамического исследования скважин, заданного на входе 17
скв[i]
макс_с[i]
Р  > Р,
куст[i]
то блок 18 производит увеличение уставки SP давления Р для ПИД-регулятора 12 для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения давления, что приведет к уменьшению давления в этой скважине и введет ее в рамки геологических ограничений по давлению, т.е.
откл_макс[i]
макс_c[i]
скв[i]
Р = Р - Р,
откл_макс[i]
если Р < 0, то
куст[i]
куст[i]
кор_P[i]
откл_макс[i]
Р = Р + (К × |Р|),
макс_c[i]
скв[i]
кор_p[i]
где i - номер скважины; Р - максимальные давления на устье скважин, заданные на входе 17; Р - текущие давления на устье скважин; К - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС 1;
скв[i]
- если текущее давление Р, поступающее на вход 13 от датчика 4, в одной из скважин 2 куста меньше значения минимального геологического ограничения, заданного на входе 17
скв[i]
мин_с[i]
Р < Р,
куст[i]
то блок 18 производит уменьшение уставки SP давления Р для ПИД-регулятора 12 данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения давления, что приведет к увеличению давления в этой скважине и введет ее в рамки геологических ограничений по давлению, т.е.
откл_мин[i]
скв[i]
мин_с[i]
Р = Р - Р,
откл_мин[i]
если Р < 0, то
куст[i]
куст[i]
кор_P[i]
откл_мин[i]
Р = Р - (К × |Р|),
мин_с[i]
скв[i]
кор_P[i]
где i - номер скважины; Р - минимальное давления на устье скважин, заданные на входе 17; Р - давления на устье скважин; К - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС 1.
В ситуации, когда положение КР выходит за пределы границы по положению, заданные на входе 23, то в блоке 11 КР отключают от выхода ПИД-регулятора CV и фиксируют положение КР, подавая на него соответствующее значение ограничения с входа 23;
куст_ф
куст
п_c[i]
куст_ф
куст
п_с[i]
д) постоянно отслеживают отклонение ΔР фактического давления Р в ККГС 7 от найденной уставки Р и корректируют пропорциональные коэффициенты ПИД-регуляторов скважин К в зависимости от величины и направления отклонения давления ΔР. Для этого блок 16 САУ КГС 1, индивидуальный для каждой скважины, постоянно отслеживает отклонение ΔР фактического давления в ККГС 7, поступающего на вход 9 с датчика давления 6, Р от значения уставки, рассчитанного блоком 22 Р, и корректирует коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов скважин К, рассчитанные в блоке 14, в зависимости от величины и направления отклонения давления ΔР по следующему алгоритму:
куст_ф
куст
- если давление в ККГС 7 Р больше уставки Р, рассчитанной блоком 22
куст_ф
куст
Р > Р,
п_с[i]
мин_с[i]
то блок 16 изменяет К в большую сторону у тех скважин 2, давление которых ближе к минимальному ограничению по давлению в скважине, заданному на входе 17, Р. В результате ПИД-регулятор 12 «слабой» скважины получает возможность прикрыть клапан регулятор КР 5, тем самым увеличивая давление в «слабой» скважине,
куст_ф
куст
- если давление в ККГС 7 Р меньше уставки Р, рассчитанной блоком 22
куст_ф
куст
Р < Р,
п_с[i]
макс_с[i]
то блок 16 изменяет К в большую сторону у тех скважин 2, давление которых ближе к максимальному ограничению по давлению в скважине, заданному на входе 17, Р. В результате давление в ККГС 7 будут поднимать скважины более «сильные», а «слабые» скважины будут задействованы в меньшей степени;
п_с[i]
п_макс_с[i]
п_с[i]
п_макс_c[i]
- если вычисленный в блоке 16 К получается больше максимального значения коэффициента пропорциональности К, заданного на входе 15, то за К берут К.
куст_ф
куст
ΔР = Р - Р,
п_вверх_c[i]
п_макс_с[i]
п_с[i]
ΔК - К - К,
п_вниз_[i]
п_c[i]
п_мин_c[i]
ΔК = К - К,
если ΔР=0, то
п_c[i]
п_с[i]
К = К,
если ΔР<0, то
п_c[i]
п_с[i]
п_вниз_с[i]
К = К +(ΔК × |ΔР|),
если ΔР>0, то
п_c[i]
п_c[i]
п_вверх_с[i]
К = К + (ΔК × |ΔР|),
п_c[i]
п_макс_c[i]
если К > К, то
п_с[i]
п_макс_c[i]
К = К,
п_макс_с[i]
п_мин_с[i]
где i - номер скважины; К - коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов 12, при которых клапаны регуляторы КР 5 перемещаются с максимальными приращениями, заданные на входе 15; К - минимальные значения коэффициента пропорциональности ПИД-регуляторов 12, при которых клапаны регуляторы КР 5 перестают перемещаться, заданные на входе 15;
е) при возникновении ситуации, когда все скважины куста вошли в зону ограничений по давлению, расходу или положению КР 5, заданных на входах 17, 20, 23, то блок 11 производит остановку управляющих воздействий CV с ПИД-регуляторов 12 на КР 5 с выдачей сообщения в автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП) УКПГ о невозможности поддержания давления в ККГС 7.
САУ КГС 1 является одной из подсистем системы телемеханики, реализовано на базе ПЛК, для кустов газовых и газоконденсатных скважин, и связь между ним и АСУ ТП УКПГ поддерживается через системы телемеханики.
Предложенный способ автоматического управления технологическими процессами куста газовых и газоконденсатных скважин полностью учитывает особенности эксплуатации скважин газоконденсатных месторождений, что позволяет значительно повысить эффективность использования возможностей каждого куста газовых и газоконденсатных скважин. Также значительно снижается информационная нагрузка на оперативный персонал, что повышает его эффективность при принятии решений. Заявляемое изобретение может широко использоваться и на других действующих и вновь осваиваемых газоконденсатных месторождениях РФ.