Способ автоматического управления технологическими процессами куста газовых и газоконденсатных скважин

Изобретение относится к области добычи природного газа и газового конденсата, в частности к управлению технологическими процессами куста скважин при добыче газа и газового конденсата. 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. 4 з.п. ф-лы., 2 ил.

 

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.

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 Ркуст_ф 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 Ркуст для газосборного коллектора куста скважин ККГС, а на вход обратных связей ПИД-регуляторов подают значение с датчика давления, установленного в газосборном коллекторе куста скважин Ркуст_ф. Для каждой скважины определяют интегральный и дифференциальный коэффициенты, которые вводят в ПИД-регуляторы при их настройке. Производят поиск максимального значения давления для ККГС Ркуст 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 Ркуст_нач для ПИД-регуляторов. Далее эту уставку увеличивают на величину (ΔР), равную 0,5÷1% от Ркуст_нач,

Ркуст = Ркуст_нач + ΔР

и, когда в процессе ПИД-регулирования давление в ККГС достигнет заданного значения Ркуст, производят следующее увеличение Ркуст 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 Ркуст_макс, за минусом коэффициента запаса (ΔРкор), равного 1÷3% от Ркуст_макс, принимают за максимальное давление - уставку Ркуст в данном ККГС,

Ркуст = Ркуст_макс - ΔРкор.

САУ КГС постоянно перераспределяет нагрузку между скважинами куста пропорционально геологическим возможностям скважин по давлению с помощью непрерывного расчета коэффициентов пропорциональности Кп_с[i] для каждой скважины, значения которых являются линейной функцией от давлений в скважинах Рскваж[i],

Кп_c[i] = ƒ(Рскваж[i]),

которую представляют в виде соотношения полученных ограничений и контролируемых величин

Кп_c[i] = (Рскваж[i] - Рмин_с[i]) ÷ (Рмакс_с[i] - Рмин_с[i]) × (Кп_макс_с[i] - Кп_мин_с[i]) + Кп_мин_c[i],

с учетом следующих условий:

если Кп_c[i] < Кп_мин_c[i], то

Кп_c[i] := Кп_мин_c[i],

если Кп_с[i] > Кп_макс_с[i], то

Кп_c[i] := Кп_макс_с[i],

где i - номер скважины; Рскваж[i] - текущие давления на устье скважин; Рмин_c[i] - минимальное давления на устье скважин; Рмакс_с[i] - максимальное давления на устье скважин; Кп_мин_с[i] - минимальные значения коэффициентов пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перестают перемещаться; Кп_макс_с[i] - коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перемещаются с максимальными приращениями.

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 Ркуст[i], 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 Ркуст[i] следующим образом:

- если текущий расход Fскв[i] в одной из скважин превышает значение максимального геологического ограничения Fскв[i] > Fмакс_скв[i], то САУ КГС производит уменьшение уставки давления Ркуст[i] для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения расхода, по следующему алгоритму,

Fоткл_макс[i] = Fмакс_с[i] - Fскв[i],

если Fоткл_макс[i] < 0, то

Ркуст[i] = Ркуст[i] - (Ккор_F[i] × ⎪Fоткл_макс[i]⎪),

где i - номер скважины; Fмакс_c[i] - максимальные расходы на устье скважин; Fскв[i] - текущие расходы на устье скважин; Ккор_F[i] - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС,

- если текущий расход Fскв[i] в одной из скважин меньше значения минимального геологического ограничения Fскв[i] < Fмин_скв[i], то САУ КГС производит увеличение уставки давления Ркуст[i] для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения расхода, по следующему алгоритму,

Fоткл_мин[i] = Fскв[i] - Fмин_c[i],

если Fоткл_мин[i] < 0, то

Ркуст[i] = Ркуст[i] + (Ккор_F[i] × ⎪Fоткл_мин[i]⎪),

где i - номер скважины; Fмин_с[i] - минимальные расходы на устье скважин, предусмотренные технологическим режимом; Fскв[i] - текущие расходы на устье скважин; Ккор_F[i] - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС,

- если текущее Рскв[i] давление в одной из скважин куста превышает значение максимального геологического ограничения Рскв[i] > Рмакс_скв[i], то САУ КГС производят увеличение уставки давления Ркуст[i] для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения давления, по следующему алгоритму,

Роткл_макс[i] = Рмакс_с[i] - Рскв[i],

если Роткл_макс[i] < 0, то

Ркуст[i] = Ркуст[i] + (Ккор_P[i] × ⎪Роткл_макс[i]⎪),

где i - номер скважины; Рмакс_с[i] - максимальные давления на устье скважин; Рскв[i] - давления на устье скважин; Ккор_P[i] - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС,

- если давление Рскв[i] в одной из скважин куста меньше значения минимального геологического ограничения Рскв[i] < Рмин_скв[i], то САУ КГС производит уменьшение уставки давления Ркуст[i] для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения давления, по следующему алгоритму,

Роткл_мин[i] = Рскв[i] - Рмин_с[i],

если Роткл_мин[i] < 0, то

Ркуст[i] = Ркуст[i] - (Ккор_P[i] × ⎪Роткл_мин[i]⎪),

где i - номер скважины; Рмин_c[i] - минимальные давления на устье скважин; Рскв[i] - текущие давления на устье скважин; Ккор_P[i] - 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.

САУ КГС постоянно отслеживает отклонение ΔР - фактического давления в ККГС Ркуст_ф от уставки Ркуст и корректирует коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов скважин Кп_c[i] в зависимости от величины и направления отклонения давления ΔР следующим образом:

- если давление в ККГС Ркуст_ф больше уставки Ркуст_ф > Ркуст, то САУ КГС изменяет Кп_с[i] в большую сторону у тех скважин, давление которых ближе к минимальному ограничению по давлению в скважине Рмин_с[i];

- если давление в ККГС Ркуст_ф меньше уставки Ркуст_ф < Ркуст, то САУ КГС изменяет Кп_с[i] в большую сторону у тех скважин, давление которых ближе к максимальному ограничению по давлению в скважине Рмакс_с[i];

- если вычисленный Кп_с[i] получается больше максимального значения пропорционального коэффициента Кп_макс_c[i], то САУ КГС за Кп_с[i] берет Кп_макс_с[i]] по следующему алгоритму,

ΔР = Ркуст_ф - Ркуст,

ΔКп_вверх_с[i] = Кп_макс_с[i] - Кп_с[i],

ΔКп_вниз_ [i] = Кп_с[i] - Кп_мин_с[i],

если ΔР=0, то

Кп_c[i] = Кп_c[i],

если ΔР<0, то

Кп_c[i] = Кп_c[i] + (ΔКп_вниз_с[i] × |ΔР|),

если ΔР>0, то

Кп_c[i] = Кп_c[i] + (ΔКп_вверх_c[i] × |ΔР|),

если Кп_c[i] > Кп_макс_c[i], то

Кп_c[i] = Кп_макс_с[i],

где i - номер скважины; Кп_макс_c[i] - коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перемещаются с максимальными приращениями; Кп_мин_с[i] - 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:

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 Ркуст. На входе 9 для обратных связей PV ПИД 12 регуляторов подают текущее давление с датчика давления 6 в ККГС 7 Ркуст_ф. 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].

Поиск максимального значения давления для ККГС 7 Ркуст 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.

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 Ркуст_нач для ПИД-регуляторов 12. Далее эту уставку увеличивают на величину (ΔР), равную 0,5÷1% от Ркуст_нач, т.е. задают

Ркуст = Ркуст_нач + ΔР

Когда в процессе ПИД-регулирования давление в ККГС 7 достигнет заданного значения Ркуст, производят следующее увеличение Ркуст 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 Ркуст_макс, за минусом коэффициента запаса (ΔРкор), равного 1÷3% от Ркуст_макс, принимают за максимальное давление в данном ККГС 7, т.е. уставку

Ркуст = Ркуст_макс - ΔРкор;

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 Кп_с[i] ПИД-регулятора 12 скважины 2, используя алгоритм в виде линейной функции от давления в скважине (Рскв[i]), т.е.

Кп_c[i] = ƒ(Рскв[i]),

Кп_c[i] = (Рскв[i] - Рмин_с[i]) ÷ (Рмакс_с[i] - Рмин_с[i]) × (Кп_макс_с[i] - Кп_мин_с[i]) + Кп_мин_с[i],

где i - номер скважины; Рскв[i] - текущие давления на устье скважин; Рмин_с[i] - минимальные давления на устье скважин, заданные на входе 17; Рмакс_c[i] - максимальные давления на устье скважин, заданные на входе 17; Кп_мин_с[i] - минимальные значения коэффициентов пропорциональности для ПИД-регуляторов 12, при которых соответствующие клапаны-регуляторы КР 5 перестают перемещаться, задаются на входе 15 оператором УКПГ; Кп_макс_с[i] - значения коэффициентов пропорциональности для ПИД-регуляторов 12, при которых клапаны-регуляторы КР 5 перемещаются с максимальными приращениями, задаются в на входе 15 оператором УКПГ.

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 Кп_с[i] 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.

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 Ркуст[i]. 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 Ркуст[i] в тех скважинах, где возникли ограничения, используя следующий алгоритм:

- если текущий расход Fскв[i], поступающий на вход 21 с датчика 3, в одной из скважин 2 превышает значение максимального геологического ограничения, заданного на входе 20

Fскв[i] > Рмакс_с[i],

то блок 19 производит уменьшение уставки SP давления Ркуст[i] 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.

Fоткл_макс[i] = Fмакс_с[i] - Fскв[i],

- если Fоткл_макс[i] < 0, то

Ркуст[i] = Ркуст[i] - (Ккор_F[i] × |Fоткл_макс[i]|),

где i - номер скважины; Fмакс_c[i] - максимальные расходы на устье скважин, заданные на входе 20; Fскв[i] - расходы на устье скважин; Ккор_F[i] - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС 1;

- если текущий расход Fскв[i], поступающий на вход 21 с датчика 3, в одной из скважин 2 меньше значения минимального геологического ограничения, заданного на входе 20

Fскв[i] < Fмин_c[i],

то блок 19 производит увеличение уставки SP давления Ркуст[i] 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.

Fоткл_мин[i] = Fскв[i] - Fмин_с[i],

если Fоткл_мин[i] < 0, то

Ркуст[i] = Ркуст[i] + (Ккор_F[i] × |Fоткл_мин[i]|),

где i - номер скважины; Fмин_c[i] - минимальные расходы на устье скважин, заданные на входе 20; Fскв[i] - текущие расходы на устье скважин; Ккор_F[i] - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС 1;

- если текущее давление Рскв[i], 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

Рскв[i] > Рмакс_с[i],

то блок 18 производит увеличение уставки SP давления Ркуст[i] 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.

Роткл_макс[i] = Рмакс_c[i] - Рскв[i],

если Роткл_макс[i] < 0, то

Ркуст[i] = Ркуст[i] + (Ккор_P[i] × |Роткл_макс[i]|),

где i - номер скважины; Рмакс_c[i] - максимальные давления на устье скважин, заданные на входе 17; Рскв[i] - текущие давления на устье скважин; Ккор_p[i] - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС 1;

- если текущее давление Рскв[i], поступающее на вход 13 от датчика 4, в одной из скважин 2 куста меньше значения минимального геологического ограничения, заданного на входе 17

Рскв[i] < Рмин_с[i],

то блок 18 производит уменьшение уставки SP давления Ркуст[i] 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.

Роткл_мин[i] = Рскв[i] - Рмин_с[i],

если Роткл_мин[i] < 0, то

Ркуст[i] = Ркуст[i] - (Ккор_P[i] × |Роткл_мин[i]|),

где i - номер скважины; Рмин_с[i] - минимальное давления на устье скважин, заданные на входе 17; Рскв[i] - давления на устье скважин; Ккор_P[i] - 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;

д) постоянно отслеживают отклонение ΔР фактического давления Ркуст_ф в ККГС 7 от найденной уставки Ркуст и корректируют пропорциональные коэффициенты ПИД-регуляторов скважин Кп_c[i] 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, Ркуст_ф от значения уставки, рассчитанного блоком 22 Ркуст, и корректирует коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов скважин Кп_с[i], рассчитанные в блоке 14, в зависимости от величины и направления отклонения давления ΔР по следующему алгоритму:

- если давление в ККГС 7 Ркуст_ф больше уставки Ркуст, рассчитанной блоком 22

Ркуст_ф > Ркуст,

то блок 16 изменяет Кп_с[i] в большую сторону у тех скважин 2, давление которых ближе к минимальному ограничению по давлению в скважине, заданному на входе 17, Рмин_с[i]. В результате ПИД-регулятор 12 «слабой» скважины получает возможность прикрыть клапан регулятор КР 5, тем самым увеличивая давление в «слабой» скважине,

- если давление в ККГС 7 Ркуст_ф меньше уставки Ркуст, рассчитанной блоком 22

Ркуст_ф < Ркуст,

то блок 16 изменяет Кп_с[i] в большую сторону у тех скважин 2, давление которых ближе к максимальному ограничению по давлению в скважине, заданному на входе 17, Рмакс_с[i]. В результате давление в ККГС 7 будут поднимать скважины более «сильные», а «слабые» скважины будут задействованы в меньшей степени;

- если вычисленный в блоке 16 Кп_с[i] получается больше максимального значения коэффициента пропорциональности Кп_макс_с[i], заданного на входе 15, то за Кп_с[i] берут Кп_макс_c[i].

ΔР = Ркуст_ф - Ркуст,

ΔКп_вверх_c[i] - Кп_макс_с[i] - Кп_с[i],

ΔКп_вниз_[i] = Кп_c[i] - Кп_мин_c[i],

если ΔР=0, то

Кп_c[i] = Кп_с[i],

если ΔР<0, то

Кп_c[i] = Кп_с[i] +(ΔКп_вниз_с[i] × |ΔР|),

если ΔР>0, то

Кп_c[i] = Кп_c[i] + (ΔКп_вверх_с[i] × |ΔР|),

если Кп_c[i] > Кп_макс_c[i], то

Кп_с[i] = Кп_макс_c[i],

где i - номер скважины; Кп_макс_с[i] - коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов 12, при которых клапаны регуляторы КР 5 перемещаются с максимальными приращениями, заданные на входе 15; Кп_мин_с[i] - 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.

1. Способ автоматического управления технологическими процессами куста газовых и газоконденсатных скважин, оборудованных шлейфами, включающий установку последовательно датчиков расхода газа, давления и клапан регулятор, объединенные в газосборный коллектор куста скважин, оснащенный датчиком давления, который соединяют шлейфом куста с коллектором сырого газа УКПГ, при этом в качестве регуляторов используют ПИД-регуляторы давления газа, отличающийся тем, что системой автоматического управления кустом газовых скважин, используя ПИД-регуляторы давления газа, постоянно поддерживают максимальное значение давления газа Ркуст_ф в газосборном коллекторе куста скважин, предусмотренное технологическим режимом, путем управления клапанами регуляторами каждой скважины, для чего на вход заданий ПИД-регуляторов подают найденное значение максимального значения давления Ркуст для газосборного коллектора куста скважин ККГС, а на вход обратных связей ПИД-регуляторов подают показание датчика давления, установленного в газосборном коллекторе куста скважин Ркуст_ф, и для каждой скважины определяют интегральный и дифференциальный коэффициенты, которые вводят в ПИД-регуляторы при их настройке, а также производят поиск значения максимального значения давления для ККГС Ркуст с учетом граничных значений - максимального и минимального значения расходов и давлений в каждой скважине, которые определяют во время проведения периодических газогидродинамических исследований скважин, после которых осуществляют поиск максимального значения давления в ККГС, оператор УКПГ в дистанционном режиме управления КГС, изменяя положения каждого клапана регулятора, создает такое давление в ККГС, при котором геологические параметры скважин (расход и давление) будут находиться между максимальными и минимальными ограничениями, давление ближе к минимальному, а расход ближе к максимальному, и это давление в ККГС принимают за начальную уставку поддержания давления в ККГС Ркуст_нач для ПИД-регуляторов, далее эту уставку увеличивают на величину (ΔР), равную 0,5÷1% от Ркуст_нач,

Ркусткуст_нач+ΔР

и, когда в процессе ПИД-регулирования давление в ККГС достигнет заданного значения Ркуст, производят следующее увеличение Ркуст 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 Ркуст_макс, за минусом коэффициента запаса (ΔРкор), равного 1÷3% от Ркуст_макс, принимают за максимальное давление - уставку Ркуст в данном ККГС,

Ркусткуст_макс-ΔРкор.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что с помощью непрерывного расчета коэффициентов пропорциональности Kп_с[i] для каждой скважины, значения которых являются линейной функцией от давлений в скважинах Рскваж[i],

постоянно перераспределяют нагрузку между скважинами куста пропорционально геологическим возможностям скважин по давлению, которую представляют в виде соотношения полученных ограничений и контролируемых величин

Kп_c[i]=(Рскважp[i]мин_с[i])÷(Рмакс_с[i]мин_с[i])×(Кп_макс_с[i]-Kп_мин_с[i])+Кп_мин_с[i],

с учетом следующих условий:

если Kп_с[i]п_мин_с[i], то

Kп_c[i]:=Kп_мин_c[i],

если Kп_с[i]>Kп_макс_с[i], то

Kп_c[i]:=Кп_макс_с[i],

где i - номер скважины; Рскваж[i] - текущие давления на устье скважин; Рмин_с[i] - минимальное давления на устье скважин; Рмакс_с[i] - максимальное давления на устье скважин; Kп_мин_с[i] - минимальные значения коэффициентов пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перестают перемещаться; Kп_макс_с[i] - коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перемещаются с максимальными приращениями.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для каждой скважины куста постоянно отслеживают 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 Ркуст[i], а в случае выхода параметров хотя бы одной скважины за пределы границы для возврата в эти пределы САУ КГС производит коррекцию величин уставок давлений в ККГС Pкуст[i] следующим образом:

- если текущий расход Fскв[i] в одной из скважин превышает значение максимального геологического ограничения Fскв[i]>Fмакс_скв[i], то САУ КГС производит уменьшение уставки давления Pкуст[i] для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения расхода, по следующему алгоритму,

Fоткл_макс[i]=Fмакс_с[i]-Fскв[i],

если Fоткл_макс[i]<0, то

Ркуст[i]=Pкуст[i]-(Kкop_F[i]×|Fоткл_макс[i]|),

где i - номер скважины; Fмакс_с[i] - максимальные расходы на устье скважин; Fскв[i] - текущие расходы на устье скважин; Kкор_F[i] - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС,

- если текущий расход Fскв[i] в одной из скважин меньше значения минимального геологического ограничения Fскв[i]<Fмин_скв[i], то САУ КГС производит увеличение уставки давления Pкуст[i] для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения расхода, по следующему алгоритму,

Fоткл_мин[i]=Fскв[i]-Fмин_с[i],

если Fоткл_мин[i]<0, то

Ркуст[i]куст[i]+(Kкop_F[i]×|Fоткл_мин[i]|),

где i - номер скважины; Fмин_с[i] - минимальные расходы на устье скважин; Fскв[i] - текущие расходы на устье скважин; Kкор_F[i] - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС,

- если текущее Pскв[i] давление в одной из скважин куста превышает значение максимального геологического ограничения Pскв[i]макс_скв[i], то САУ КГС производят увеличение уставки давления Ркуст[i] для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения давления, по следующему алгоритму,

Роткл_макс[i]макс_с[i]-Pскв[i],

если Pоткл_макс[i]<0, то

Ркуст[i]куст[i]+(Kкор_Р[i]×|Роткл_макс[i]|),

где i - номер скважины; Рмакс_с[i] - максимальные давления на устье скважин; Pскв[i] - текущие давления на устье скважин; Kкop_P[i] - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС,

- если текущее давление Pскв[i] в одной из скважин куста меньше значения минимального геологического ограничения Pскв[i]<Pмин_скв[i], то САУ КГС производит уменьшение уставки давления Ркуст[i] для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения давления, по следующему алгоритму,

Роткл_мин[i]скв[i]мин_с[i],

если Роткл_мин[i]<0, то

Pкуст[i]куст[i]-(Kкop_P[i]×|Роткл_мин[i]|),

где i - номер скважины; Рмин_с[i] - минимальные давления на устье скважин; Рскв[i] - текущие давления на устье скважин; Ккор_P[i] - 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.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отслеживают отклонение ΔР - фактического давления в ККГС Ркуст_ф от уставки Ркуст и корректируют коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов скважин Kп_с[i] в зависимости от величины и направления отклонения давления ΔР следующим образом:

- если давление в ККГС Ркуст_ф больше уставки Ркуст_фкуст, то САУ КГС изменяет Kп_с[i] в большую сторону у тех скважин, давление которых ближе к минимальному ограничению по давлению в скважине Рмин_с[i];

- если давление в ККГС Ркуст_ф меньше уставки Ркуст_фкуст, то САУ КГС изменяет Kп_с[i] в большую сторону у тех скважин, давление которых ближе к максимальному ограничению по давлению в скважине Pмaкc_c[i];

- если вычисленный Kп_с[i] получается больше максимального значения пропорционального коэффициента Kп_макс_с[i], то САУ КГС за Kп_с[i] берет Кп_макс_с[i]] по следующему алгоритму,

ΔР=Ркуст_фкуст,

ΔКп_вверх_с[i]п_макс_с[i]п_с[i],

ΔКп_вниз_c[i]=Kп_c[i]п_мин_с[i],

если ΔР=0, то

Kп_c[i]=Kп_c[i],

если ΔР<0, то

Kп_c[i]=Kп_c[i]+(ΔКп_вниз_с[i]×|ΔР|),

если ΔР>0, то

Kп_c[i]=Kп_c[i]+(ΔKп_вверх_c[i]×|ΔР|),

если Kп_с[i]>Kп_макс_с[i], то

Kп_c[i]=Kп_макс_с[i],

где i - номер скважины; Kп_макс_с[i] - коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перемещаются с максимальными приращениями; Kп_мин_с[i] - минимальные значения коэффициентов пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перестают перемещаться.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при возникновении ситуации, когда все скважины куста вошли в зону ограничений по давлению, расходу или по положению клапана-регулятора, производят 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.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к устройствам для внутритрубного неразрушающего контроля трубопроводов. Техническим результатом является повышение эксплуатационной надежности внутритрубного снаряда на основе использования беспроводных средств передачи данных и управляющих сигналов между внешними относительно снаряда внутритрубными средствами измерения, диагностики и управления и бортовыми средствами обработки и хранения.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к устранению взаимопродавливания скважин, работающих на общий коллектор в реальном масштабе времени.

Группа изобретений относится к трубопроводному транспорту и может быть использована в области управления эксплуатационными рисками технических объектов. Способ управления эксплуатационными рисками трубопровода включает мониторинг технического состояния трубопровода посредством измерения магнитного, электрического, теплового и акустического полей в качестве параметров текущего состояния трубопровода.
Изобретение относится к способу обработки данных внутритрубных дефектоскопов. Для осуществления способа загружают диагностические данные внутритрубного инспекционного прибора определения положения трубопровода (ВИП ОПТ) через интерфейс передачи входных данных.
Изобретение относится к методам неразрушающего контроля трубопроводов и может быть использовано для обработки диагностических данных внутритрубных обследований магистральных трубопроводов.

Изобретение относится к устройству и способу контроля технического состояния магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, а также газопроводов путем пропуска внутри трубопровода ультразвукового дефектоскопа с установленными на нем носителями датчиков.

Изобретение относится к области маркировки и последующей идентификации трубных изделий. Технический результат - обеспечение возможности идентификации завода-изготовителя трубных секций как во время строительства и реконструкции трубопровода, так и в процессе эксплуатации трубопровода подземной прокладки при проведении плановой и внеплановой инспекции с использованием внутритрубного инспекционного прибора.

Изобретение относится к области непрерывного мониторинга технического состояния магистрального трубопровода, предназначенного для транспортировки газообразных и жидких веществ, и позволяет максимально использовать имеющуюся в эксплуатирующих организациях инфраструктуру для управления технологическими процессами трубопровода.

Изобретение относится к области магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов, а именно к способу контроля технологических режимов в процессе эксплуатации трубопровода на основе обработки данных системы диспетчерского контроля управления по фактической цикличности рабочего давления перекачиваемой среды.

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов и предназначено для оперативного обнаружения утечек транспортируемой жидкости из трубопроводов.

Изобретение относится к средствам для мониторинга и диагностики коррозионных процессов внутри технологических аппаратов и трубопроводов. Способ включает установку метки, отбор флюида и контроль индикаторов. Метку наносят на внутреннюю металлическую поверхность исследуемого объекта на заранее определенные участки. Метку выбирают из условий: устойчивости к рабочему флюиду, отсутствия аналогов в составе рабочего флюида, биологической и химической неактивности по отношению к рабочему флюиду и поверхности, на которую наносят метку, а также устойчивости к баротермическому воздействию. При эксплуатации объекта в результате коррозионного процесса метка вместе с частицами металла или антикоррозийного покрытия отслаивается от объекта и выходит в зону отбора флюида. По концентрации меток определяют наличие, интервал, в котором произошла коррозия, и интенсивность коррозионного процесса. В качестве метки выбирают флуоресцентные вещества, или индикаторы радикального типа, или вещества с высоким поглощением тепловых нейтронов, или радиоактивные изотопы, или цветные вещества. 4 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области добычи природного газа и газового конденсата, в частности к управлению технологическими процессами куста скважин при добыче газа и газового конденсата. Используя результаты гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, осуществляют настройку системы автоматического управления кустом газовых скважин, 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. 4 з.п. ф-лы., 2 ил.

Наверх