СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО ПОДДЕРЖАНИЯ РАСХОДА ГАЗА УСТАНОВКИ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА В РАЙОНАХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА
METHOD FOR AUTOMATIC MAINTENANCE OF GAS CONSUMPTION OF INTEGRATED GAS TREATMENT PLANTS IN THE ARCTIC REGIONS

Изобретение относится к области добычи, сбора и подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности, к автоматическому поддержанию расхода газа и газожидкостной смеси (далее - газа) по установке комплексной подготовки газа (УКГТГ).
План расхода газа по каждому УКПГ задается диспетчером газодобывающего предприятия. При этом технологический процесс на УКПГ должен протекать в рамках, заданных уставок, которые предусмотрены ее технологическим регламентом. В качестве этих уставок используются верхнее и нижнее ограничения на давление газа в коллекторе сырого газа (КСГ), от которого зависит общее энергопотребление процесса подготовки газа на УКПГ, а также значение давления осушенного газа на ее выходе.
Известен способ автоматического поддержания давления в общем коллекторе куста скважин, который включает проведение геологических исследований скважин в процессе разработки месторождения и ввод параметров ограничений на их работу в базу данных (БД) автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП), оснащение скважин контрольно-измерительной аппаратурой и объединение их в кусты с последующим подключением каждого куста газовых скважин к газосборному шлейфу (ГСШ) с клапаном-регулятором (КР), установленным на его конце, который подсоединен к КСГ, из которого добытый газ поступает в УКПГ [см. патент на ПМ RU №62656].
Недостатком известного способа является то, что в нем отсутствует возможность распределения нагрузки между скважинами, подключенными к общему коллектору с учетом геологических ограничений по их дебиту. Также в нем отсутствует контроль расхода газа по каждой скважине, что исключает возможность поддержания и распределения расхода газа по кустам скважин и затрудняет оперативный выбор оптимального режима работ как УКПГ, так и скважин.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ управления технологическими процессами газового промысла, включающий проведение геологических исследований скважин в процессе разработки месторождения и ввод параметров ограничений на их работу в БД АСУ ТП, оснащение скважин контрольно-измерительной аппаратурой и объединение их в кусты с последующим подключением каждого куста газовых скважин к ГСШ с КР, установленным на его конце, который подсоединен к коллектору сырого газа (КСГ), из которого добытый газ поступает в УКПГ [см. патент RU №2344339].
Существенным недостатком данного способа является то, что в нем отсутствует возможность распределения нагрузки в режиме реального времени работы между ГСШ. Также регулирование дебита по ГСШ производится дискретно - через значительные интервалы времени. Соответственно, при возникновении возмущающего воздействия в системе сбора газа все это может привести к нарушению технологического процесса на УКПГ и серьезным экономическим потерям.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является автоматическое поддержание заданного расхода газа по УКПГ, обеспечивающее эффективное ведение технологических процессов в ней согласно ее технологическому регламенту и оперативное распределение нагрузки по добыче газа между ГСШ с учетом индивидуальных геологических ограничений скважин по их дебиту и технологических ограничений на эксплуатацию ГСШ и КСГ.
На нефтегазоконденсатных месторождениях, расположенных в районах Крайнего Севера, с целью повышения эффективности разработки и сокращения капитальных затрат на разбуривание, используется кустовой способ расположения скважин (2-10 скважин на кусте, причем с наклонным бурением), а для сбора газа от скважин применяется коллекторно-кустовая схема. Согласно этой схеме, природный газ с кустов скважин по ГСШ поступает в блок запорно-регулирующей арматуры (ЗПА) УКПГ. Принципиальная технологическая схема системы сбора газа УКПГ нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) Крайнего Севера приведена на фиг. 1. Для простоты изложения сути заявки на фиг. 1 показано, что к каждому ГСШ подключен один куст, и на каждом кусте всего по одной скважине.
Техническими результатами, достигаемыми от реализации изобретения, являются:
- автоматическое поддержание заданного расхода газа по УКПГ с одновременным обеспечением эффективного ведения технологических процессов в ней согласно ее технологическому регламенту;
- автоматическое распределение нагрузки по добыче газа между ГСШ с учетом индивидуальных геологических ограничений по дебиту скважин;
- автоматическая защита режимов работы КСГ и ГСШ, не допускающая выхода значения давления за максимальные и минимальные уставки, определенные технологическим регламентом УКПГ.
Способ автоматического поддержания расхода газа УКПГ в районах Крайнего Севера, включает проведение газогидродинамических исследований скважин в процессе разработки месторождения и ввод параметров ограничений на их работу в БД АСУ ТП. Скважины оснащают контрольно-измерительной аппаратурой, входящей в состав систем телеметрии кустов скважин, и объединяют их в кусты с последующим подключением каждого куста газодобывающих скважин к ГСШ. В конце каждого ГСШ устанавливают КР, после которого ГСШ подсоединяют к КСГ. Из КСГ добытый газ поступает в сепаратор, в котором происходит очищение газа от механических примесей, капельной влаги и отделение водного раствора ингибитора, который по мере накопления в нижней части сепаратора отводится на регенерацию в цех регенерации ингибитора. А с верхнего выхода этого же сепаратора газ, очищенный от механических примесей и капельной жидкости, поступает в цех подготовки газа для дальнейшей осушки.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что система телеметрии с заданной дискретностью по времени контролирует расход добываемого газа на устье каждой скважины и передает эти данные в АСУ ТП, которая с такой же частотой вычисляет фактический расход добываемого газа -  по УКПГ, а так же контролирует давление газа в каждом ГСШ перед его КР, и давление в КСГ.
Режимом работы каждого ГСШ управляет индивидуальный пропорционально-интегрально-дифференцирующий (ПИД) регулятор, реализованный на базе АСУ ТП. Для этого на вход SP задания каждого ПИД-регулятора АСУ ТП подает сигнал планового объема добычи газа -  по УКПГ, задаваемого диспетчерской службой, и хранящегося в БД АСУ ТП.
i
На вход обратной связи PV каждого ПИД-регулятора АСУ ТП подает сигнал, соответствующий фактическому расходу добываемого газа по УКПГ - , который определяется из соотношения , где F - фактическое значение расхода газа по i-му ГСШ; i - номер ГСШ, n - число ГСШ у УКПГ.
Для автоматического перераспределения планового объема добычи газа -  по ГСШ, на вход Кп коэффициента пропорциональности ПИД-регулятора i-го ГСШ подается индивидуальный сигнал, значение которого АСУ ТП определяет по формуле:
i
где K - значение коэффициента пропорциональности для i-го ГСШ;
- минимальное и максимальное значения планового объема добычи газа по i-му ГСШ, соответственно;
- минимальное и максимальное значения коэффициента пропорциональности для i-го ГСШ, соответственно, которые задаются обслуживающим персоналом УКПГ в момент настройки системы перед ее запуском в работу.
В случае достижения давления газа в КСГ верхнего, либо нижнего значения предупредительной уставки, АСУ ТП формирует сообщение оператору УКПГ о возникшей ситуации и автоматически устанавливает для всех ПИД-регуляторов минимальные значения коэффициента пропорциональности. В результате на выходе CV этих ПИД-регуляторов будут формироваться управляющие сигналы, при которых приращения перемещений рабочих органов, подключенных к ним клапанов регуляторов - КР будут минимальны.
Это предотвращает дальнейший выход давления в КСГ за рамки предупредительных уставок.
По возвращению давления в КСГ внутрь рамок предупредительных уставок АСУ ТП вновь переключает ПИД-регуляторы на работу в прежнем режиме. В результате этого давления в КСГ будет находиться всегда в рамках технологических норм и ограничений, определенных технологическим регламентом УКПГ.
В случае достижения давления газа в i-ом ГСШ верхнего, либо нижнего значения предупредительной уставки, АСУ ТП формирует сообщение оператору УКПГ о возникшей ситуации и автоматически устанавливает для ПИД-регулятора i-ого ГСШ минимальное значение коэффициента пропорциональности . В результате на выходе CV i-го ПИД-регулятора будет формироваться управляющий сигнал, при котором приращения перемещений рабочего органа i-го КР будут минимальны. Это предотвращает дальнейший выход давления в i-ом ГСШ за рамки предупредительных уставок.
По возвращению давления в ГСШ внутрь рамок предупредительных уставок АСУ ТП переключает ПИД-регулятор данного шлейфа на прежний режим работы. В результате этого давление в ГСШ будет находиться в рамках технологических норм и ограничений, установленных геологической службой газодобывающего предприятия.
Если, несмотря на установку для i-го ПИД-регулятора минимального значения коэффициента пропорциональности, давление газа в i-ом ГСШ достигнет верхнего, либо нижнего значения аварийной уставки, АСУ ТП формирует сообщение оператору УКПГ о возникшей ситуации и запускает алгоритм ее парирования, предусмотренный технологическим регламентом УКПГ для такого случая.
Если давление газа в КГС достигнет верхнего, либо нижнего значения аварийной уставки для него, АСУ ТП формирует сообщение оператору УКПГ о возникшей ситуации и запускает алгоритм ее парирования, предусмотренный технологическим регламентом УКПГ для такого случая.
На фиг. 1 использованы следующие обозначения:
1. i - скважина i-го куста, подключенного к i-му ГСШ, где i=1,…,n (n - количество ГСШ);
2.i - датчик расхода газа, установленный на устье скважины i-го куста, подключенного к i-ому ГСШ;
3.i - 1-ый ГСШ;
4.i - датчик давления, установленные в конце i-ого ГСШ;
5.i - 1-ый КР расхода газа, установленный в конце i-го ГСШ;
6 - датчик давления, установленный на КСГ;
7 - КСГ;
8 - сепаратор газа;
9 - АСУ ТП УКПГ.
На фиг. 2 приведена структурная схема автоматического управления поддержания расхода газа на УКПГ и в ней использованы следующие обозначения:
i
i
10 - сигнал фактического расхода добываемого газа - , подаваемый на вход обратной связи PV всех ПИД-регуляторов 13, и определяемый АСУ ТП 9 путем суммирования значений расходов, поступающих с датчиков 2.i, установленных на устье каждой скважины;
i
11 - сигнал планового объема добычи газа -  по УКПГ, задаваемый диспетчерской службой газодобывающего предприятия;
i
i
i
12 - сигнал коэффициента пропорциональности K, подаваемый на вход Кп ПИД-регулятора 13, рассчитываемый АСУ ТП 9 индивидуально для каждого i-го ГСШ;
i
13 - ПИД-регулятор расхода газа i-го ГСШ;
i
i
14 - сигнал управления, подаваемый с выхода CV ПИД-регулятора 13 на КР 5.i расхода газа по i-му ГСШ.
Способ автоматического поддержания расхода газа на УКПГ в районах Крайнего Севера реализуют следующим образом.
Газ, поступая из скважин 1.i, проходит по их обвязке в ГСШ 3.i, оснащенный датчиком давления 4.i, установленным перед КР 5.i расхода газа в конце ГСШ (в ЗПА). Для определения расхода газа, поступающего по ГСШ 3.i на вход УКПГ, используют показания датчиков расхода 2.i, установленных на устье каждой скважины 1.i. Далее газ из ГСШ 3.i поступает в КСГ 7 и подается на вход сепаратора 8, в котором происходит очищение газа от механических примесей, капельной влаги и отделение водного раствора ингибитора (ВРИ), который по мере накопления в нижней части сепаратора 8 отводится на регенерацию в цех регенерации ингибитора. С верхнего выхода сепаратора 8 газ, очищенный от механических примесей и капельной жидкости, поступает в цех подготовки газа для дальнейшей осушки.
Система телеметрии с заданной дискретностью по времени производит измерение расхода газа на устье каждой скважины (датчики 2.i) и АСУ ТП, синхронно, с такой же дискретностью по времени, измеряет давления газа (датчики 4.i) в конце ГСШ 3.i, т.е. в ЗПА, а также в КСГ 7 (датчик 6).
Заявляемый способ позволяет решить следующие задачи:
i
i
а) Поддерживать стабильный объем добычи газа по УКПГ. Это достигается путем одновременного регулирования потоками добываемого газа всеми КР 5.i, управляемыми индивидуальными ПИД-регуляторами 13, реализованными на базе АСУ ТП УКПГ 9. Для этого на вход задания SP всех ПИД-регуляторов 13 АСУ ТП подает сигнал планового объема добычи газа по УКПГ -  и контролирует соблюдение следующих условий:
где  - минимальное и максимальное значения планового объема добычи газа по УКПГ, соответственно.
i
Значения  F и  задаются диспетчером исходя из плана по добыче газа и информации геологической службы, полученной при проведении периодических газогидродинамических исследований скважин, с учетом норм и ограничений, предусмотренных технологическим регламентом УКПГ.
i
i
i
Одновременно на вход обратной связи PV всех ПИД-регуляторов 13 АСУ ТП подает сигнал 10 фактического значения объема добываемого газа по УКПГ - , определяемый АСУ ТП 9 путем суммирования значений расхода добываемого газа по всем i-м ГСШ, поступающих с датчиков расхода 2.i, установленных на устьях скважин. Поэтому требуемый объем добычи газа по УКПГ будут поддерживать одновременно все управляемые ПИД-регуляторами 13 КР 5.i, установленные на ГСШ 3.1.
i
б) Перераспределение нагрузки по добыче газа между ГСШ 3.i осуществляется с учетом текущих индивидуальных ограничений на добычу газа по каждой скважине, определяемых по результатам ее газогидродинамических исследований. Поэтому нагрузка для каждого ГСШ 3.i оказывается строго индивидуальной. Для соблюдения этого требования АСУ ТП 9 УКПГ с заданной дискретностью производит расчеты коэффициента пропорциональности K для каждого ПИД-регулятора 13.i, управляющего работой своего КР 5.i, используя следующую формулу:
которая в развернутой форме имеет вид:
с учетом следующих условий:
i
Из соотношения (1) видно, что чем ближе будет подходить значение расхода газа в i-ом ГСШ к ограничениям  или , тем меньше будет значение коэффициента пропорциональности для i-го ПИД-регулятора, рассчитываемое для него АСУ ТП. Соответственно, его воздействие на КР 5.i будет меньше. Чем ближе будет находиться значение расхода газа в ГСШ к середине диапазона между ограничениями  и , тем больше будет значение коэффициента пропорциональности K для i-го ПИД-регулятора. Соответственно, его воздействие на КР 5.i будет больше. В результате распределение нагрузки между ГСШ осуществляется в зависимости от индивидуальных геологических возможностей по дебиту подключенных к ним скважин, установленных для них геологами.
i
Коэффициенты пропорциональности для ПИД-регуляторов 13, управляющих КР 5.i, настраивают следующим образом:
i
i
i
- минимальное значение коэффициента пропорциональности  ПИД-регулятора 13 задает обслуживающий персонал УКПГ в момент настройки системы перед запуском в работу. При подаче на вход Кп ПИД-регулятора 13 сигнала минимального значения  добиваются, чтобы на его выходе CV сформировался управляющий сигнал 14, который вызывает минимальные приращения перемещения рабочего органа КР 5.i, не позволяя дебиту соответствующей скважины выйти за область допустимых режимов работы;
- максимальное значение коэффициента пропорциональности  для ПИД-регулятора 13, также задает обслуживающий персонал УКПГ в момент настройки системы, допуская перевод ПИД-регулятора в режим работы с максимально допустимым уровнем перерегулирования, гарантирующем максимально возможные приращения перемещения рабочего органа КР 5.i, не позволяя дебиту соответствующей скважины выйти за область допустимых режимов работы.
в) В режиме работы в реальном времени АСУ ТП осуществляет контроль фактического давления  в КСГ 7 УКПГ, значение которого поступает с датчика давления 6.
i
Если давление  в КСГ 7 достигнет своей минимальной - , либо максимальной предупредительной уставки - , АСУ ТП формирует соответствующее сообщение оператору УКПГ о возникшей ситуации и автоматически осуществляет изменение режима работы всех ПИД-регуляторов 13, путем подачи минимального значения коэффициента пропорциональности , индивидуального для каждого ГСШ т.е., если  или , то .
i
i
В результате этого на выходе CV всех ПИД-регуляторов 13 будут формироваться управляющие сигналы 14, которые минимизируют приращения перемещений рабочих органов, управляемых ими КР 5.i, предотвращая тем самым дальнейший выход давления в КСГ 7 за область предупредительных уставок.
Оператор УКПГ, получив информацию о достижении фактического давления в КСГ -  одного из своих предупредительных значений, принимает меры по корректировке режима работ либо УКПГ, либо кустов скважин, добиваясь тем самым возвращения значения  в рамки технологических ограничений, предусмотренные технологическим регламентом УКПГ.
i
Очевидно, что при возвращении давления  в КСГ 7 в рамки границ минимальной и максимальной предупредительных уставок, т.е. при выполнении условия , АСУ ТП переводит ПИД-регуляторы в прежний режим работы, и при этом значение коэффициентов пропорциональности K для каждого ГСШ будет определяться по формуле (1) индивидуально.
Возможен случай, когда давления -  в КСГ 7 станет равным или выйдет за значение аварийной уставки  или , несмотря на установку АСУ ТП минимального значения коэффициента пропорциональности  по каждому ГСШ для их ПИД-регуляторов и принятым решениям оператора УКПГ. Это возможно: если произошла авария на межпромысловом коллекторе, и выходные краны УКПГ пришлось закрыть; или одновременно пришлось аварийно закрыть несколько линии осушки газа; произошел порыв нескольких ГСШ одновременно и т.д. В этих случаях АСУ ТП формирует соответствующее сообщение оператору УКПГ о возникшей ситуации и запускает алгоритм ее парирования, предусмотренный технологическим регламентом УКПГ.
Значения  и  задаются технологическим регламентом УКПГ.
i
г) В реальном режиме работы УКПГ АСУ ТП осуществляет контроль значения фактического давления P в каждом ГСШ 3.i с помощью датчика давления 4.i.
i
i
Если значение давления P в одном из ГСШ 3.i достигнет максимальной - , либо минимальной -  предупредительной уставки, тогда АСУ ТП формирует соответствующее сообщение оператору УКПГ о возникшей ситуации в ГСШ 3.i и автоматически осуществляет изменение режима работы ПИД-регулятора 13 путем подачи на его вход Кп сигнала минимального значения коэффициента пропорциональности , реализуя алгоритм:
i
i
В результате на выходе CV этого ПИД-регулятора 13 будет формироваться управляющий сигнал 14, при котором приращения перемещений рабочего органа подключенного к нему КР 5.i будут минимальны, предотвращая тем самым выход давления в ГСШ 3.i из области допустимых режимов работы.
i
i
Одновременно оператор УКПГ получает от АСУ ТП информацию о достижении фактическим давлением P в ГСШ 3.i одного из своих предупредительных значений  или  и принимает меры по корректировке режима работ кустов скважин, обеспечивая возвращение фактического давления P в рамки границ, определяемых минимальным и максимальным значениями предупредительных уставок.
i
i
Как только давление P вернется в рамки допустимых значений, определяемых соотношением , то АСУ ТП переводит i-ый ПИД-регулятор в прежний режим работы путем подачи на его вход Кп сигнала коэффициента пропорциональности K, определяемого по формуле (1).
i
Возможен случай, когда давление P в i-ом ГСШ станет равным или выйдет за аварийную уставку  или , несмотря на установку АСУ ТП минимального значения коэффициента пропорциональности  по этому ГСШ для его ПИД-регулятора и принятым решениям оператора УКПГ. Это возможно: если не удалось устранить гидратную пробку в ГСШ, либо восстановить герметичность ГСШ и т.д. В этих случаях АСУ ТП формирует соответствующее сообщение оператору УКПГ о возникшей ситуации и запускает соответствующий алгоритм ее парирования, предусмотренный технологическим регламентом УКПГ.
Значения  и  задаются индивидуально для каждого i-го ГСШ геологической службой, опираясь на информацию, полученную при газогидродинамических исследованиях скважин.
i
Настройку интегральных и дифференциальных коэффициентов ПИД-регуляторов 13 производят согласно известным методам, изложенным, например, в «Энциклопедии АСУ ТП», п. 5.5, ПИД-регулятор, ресурс http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.
Способ автоматического поддержания расхода газа на УКПГ, расположенных в районах Крайнего Севера, реализован в ПАО «Газпром» ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном НГКМ на УКПГ-1В и УКПГ-2В. Результаты эксплуатации показали его высокую эффективность. Заявляемое изобретение может широко использоваться и на других действующих и вновь осваиваемых газоконденсатных месторождениях РФ.
Применение данного способа позволяет в автоматическом режиме:
- поддерживать заданный расход газа по УКПГ и одновременно обеспечивать эффективное проведение технологических процессов на УКПГ согласно ее технологическому регламенту;
- распределять нагрузку между ГСШ с учетом индивидуальных геологических ограничений по дебиту каждой скважины;
- организовать эффективный режим работы УКПГ, обеспечивая оптимальную разработку месторождения;
- повысить точность соблюдения режимов работы УКПГ;
- минимизировать влияние внешних возмущающих воздействий на протекание технологических процессов на УКПГ, таких как колебания значения давления в межпромысловом газопроводе;
- сократить время выхода УКПГ на заданный режим работы;
- экономить пластовую энергию газа за счет оптимального перераспределения нагрузки между скважинами с учетом их индивидуальных особенностей, что ведет к увеличению жизненного цикла эксплуатации скважины и, соответственно, сказывается на конечной производительности месторождения.