Управление технологическими процессами газодобывающего предприятия: на примере ООО «НОЯБРЬСКГАЗДОБЫЧА»

Актуальность темы

В современных условиях эффективность и экономичность функционирования газодобывающего предприятия, в том числе газовых промыслов, является важнейшим фактором снижения затрат и повышения надежности поставок газа. Такой результат достигается за счет совершенствования управления технологическими процессами добычи и подготовки газа, путем создания и внедрения автоматизированных систем управления, обеспечивающих оптимизацию режимов добычи и подготовки газа.

Повышение эффективности управления газодобывающим предприятием достигается за счет совершенствования методов и средств контроля и управления технологическими процессами добычи и подготовки газа. При этом существенное значение приобретает как расширение объема контролируемых данных, так и качество обработки информации, т. е. эффективность ее использования при организации технологических процессов.

На современном этапе совершенствование структуры управления газодобывающим предприятием связано с разработкой и внедрением информационно-управляющих систем, использующих последние достижения в области вычислительных средств, систем автоматизации и передачи данных.

В настоящее время при создании информационно-управляющих систем, систем диспетчерского управления на предприятиях добычи и подготовки газа широко используются современные SCADA-системы, средства автоматизации и телемеханики, высокоскоростные сети передачи данных, в результате чего качественно изменилось информационно-программное и аппаратное обеспечение диспетчерских служб. Однако, при этом возник разрыв между теми возможностями, которые предоставляют современные SCADA-системы, и существующим уровнем автоматизации диспетчерского управления, предоставляющим, в основном, функции контроля и протоколирования, а не автоматизированного управления, как такового. Этот разрыв связан в значительной мере с отсутствием в системах управления математических моделей и алгоритмов диспетчерского управления, охватывающих совокупность объектов технологического процесса добычи газа, включая кусты газовых скважин. На предприятиях отрасли не реализуются в полной мере автоматическое регулирование и управление технологическими режимами объектов добычи и подготовки газа и эксплуатации месторождений.

Таким образом, решение проблем управления технологическими процессами газодобывающего предприятия, позволяющих оптимизировать эксплуатационные режимы технологических объектов и их производительность, является в настоящий момент актуальной задачей.

Цель и задачи исследования

Основной целью исследования является повышение эффективности и рентабельности производства на типовом газодобывающем предприятии на основе разработки и внедрения методов и средств управления технологическими процессами, обеспечивающих оптимизацию эксплуатационных режимов установок и управление их производительностью.

Для достижения данной цели в работе должны быть решены следующие основные задачи:

Для достижения данной цели в работе должны быть решены следующие основные задачи:

— разработаны методы решения задачи оптимизации эксплуатационных режимов технологических объектов, основанные на математической модели разработки газовой залежи, связывающей накопленный объем добычи газа с технологическими и природными параметрами продуктивных пластов;

— предложена методология построения интегрированной автоматизированной системы управления (ИАСУ) газодобывающего предприятия;

— разработаны алгоритмы автоматического контроля, управления и регулирования режимов технологических объектов от скважин до УППГ и УКПГ, а также алгоритмы противоаварийной защиты.

Методы исследования При выполнении работы применялись методы системного анализа, математического моделирования и вычислительной математики. Экспериментальный материал основывается на опыте реализации технических решений, разработанных и обоснованных в данной работе, в составе информационно-управляющих систем газодобывающего предприятия.

На защиту выносятся:

1. Методы оптимального управления промысловой разработкой газового месторождения и подготовкой газа, основанные на:

— модели разработки продуктивных пластов газовой залежи;

— модели распределения нагрузок по кустам газовых скважин и УППГ.

2. Комплексные алгоритмы автоматического контроля, управления и регулирования технологических режимов эксплуатации кустов газовых скважин и УППГ (УКПГ).

3. Комплексные алгоритмы противоаварийной защиты технологического оборудования газового промысла.

Научная новизна исследования заключается в решении задачи распределения заданной производительности между технологическими объектами газового промысла (УППГ и кустами газовых скважин) на основе математической модели разработки продуктивных пластов газовой залежи, связывающей накопленный объем добычи газа с технологическими и природными параметрами продуктивных пластов.

Практическая ценность настоящего исследования заключается в следующем:

— разработаны методы оптимизации промысловой разработки газового месторождения и алгоритмы решения задач распределения производительности между УППГ и кустами газовых скважин.

— разработаны комплексные алгоритмы автоматического контроля, управления и регулирования технологических режимов эксплуатации кустов газовых скважин, УППГ (УКПГ) и противоаварийной защиты газового промысла.

— разработаны алгоритмы комплексного регулирования и оптимального управления режимами работы цехов УКПГ, включая распределение нагрузки по технологических ниткам и регулирование подачи ингибитора в установки осушки газа.

— предложена методология построения ИАСУ ТП газодобывающего предприятия.

Реализация и внедрение результатов работы.

В период с 2001 по 2005 гг. введены в эксплуатацию:

— центральный диспетчерский пункт информационно-управляющей системы ООО «Ноябрьскгаздобыча» (ЦДП ИУС);

— информационно-управляющая система Комсомольского газового промысла;

— информационно-управляющая система Вынгапуровского газового промысла;

— информационно-управляющая система Западно-Таркосалинского газоконденсатного промысла;

— интегрированная информационно-управляющая система Вынгаяхинского и Етыпуровского газовых промыслов.

В составе ИУС внедрена система дистанционного контроля и управления технологическими режимами кустов газовых скважин, обеспечивающая автоматическое измерение устьевых давления и температуры, дебита, затрубного давления на скважинах и дистанционное регулирование дебита. Разработано и внедрено программное обеспечение, обеспечивающее реализацию алгоритмов автоматического контроля, управления и регулирования технологических режимов эксплуатации скважин и УППГ (УКПГ), алгоритмов комплексного регулирования и оптимального управления режимами работы цехов УКПГ, комплексных алгоритмов автоматической противоаварийной защиты.

Апробация работы Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались: на экспертном совете по автоматизации ОАО «Газпром» 2004 г. (г. Москва), отраслевых совещаниях ОАО «Газпром» 2004 г. (г. Ноябрьск), на заседаниях научно-технического совета ФГУП «ФНПЦ НИИИС им. Ю.Е. Седакова». ИУС Вынгаяхинского ГП и Етыпуровского ГМ удостоена премии ОАО «Газпром» за 2004 г.

Публикации По материалам диссертации опубликовано 9 статей.

Структура и объем работы Данная работа состоит из введения, четырех глав и общих выводов на 110 е., списка литературы (75 наименований), 1 приложения, 22 рисунков и 5 таблиц общим объемом 128 с.

В первой главе рассмотрена структура типового газодобывающего предприятия на примере ООО «Ноябрьскгаздобыча», которое может быть определено как базовое для отработки комплексных систем автоматизации, создаваемых на основе передовых информационных технологий для газодобывающих предприятий, функционирующих в условиях Крайнего Севера.

Определены основные характеристики объекта автоматизации предприятия добычи и подготовки газа, в частности рассмотрены общие черты основных газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири. Проведен анализ основных видов деятельности предприятия и типовых бизнеспроцессов, определяемых ролью газодобывающего предприятия (ГДП) в составе ОАО «Газпром». Выделены основные технологические объекты ГДП, сформулированы основные принципы управления.

Проведенный в рамках данной главы анализ современных подходов в области создания интегрированных систем управления на предприятиях газодобывающей отрасли, показал актуальность создания и внедрения комплексной системы управления, осуществляющей контроль технологических процессов, оптимизацию эксплуатационных режимов и управление производительностью добычи на основе данных моделирования процессов газопромысловой технологии.

Вторая глава посвящена постановке и математической формулировке задач распределения заданной производительности между УППГ и кустами скважин. При постановке задач учитываются природные и технологические особенности системы «пласт — призабойная зона скважин — кусты скважингазосборная сеть — УППГ». Рассмотрена агрегированная модель разработки продуктивных пластов, объединенных в газовую залежь, учитывающая их неоднородность по фильтрационным характеристикам и позволяющая построить динамику добычи по каждому кусту скважин. Получено аналитическое решение задачи распределения заданной производительности между УППГ при вводе скважин в эксплуатацию для двух режимов работы газоносного пласта: газового и жесткого водонапорного. Для некоторых частных случаев, имеющих практическое значение, рассмотрены алгоритмы решения задачи распределения заданной производительности между кустами скважин купола (участка месторождения). Получено достаточное условие оптимальности решений для задачи распределения заданной производительности между кустами скважин. На основе рассмотренных моделей и алгоритмов сформулированы рекомендации к техническим решениям по построению систем управления внутрипромысловой газосборной сетью.

В третьей главе рассматривается методология построения интегрированной автоматисированной системы управления технологическими процессами газодобывающего предприятия.

Предложена концепция построения ИАСУ ТП газодобывающего предприятия. Определена общая структура построения системы управления: иерархия и распределение функций по уровням управлениярежимы функционирования и взаимосвязи между уровнями управления. Рассмотрены специализированные программные средства реального времени, предназначенные для создания АСУ ТП — SCADA-система. Определены общие принципы построения систем управления различного уровня (ЦДП, ДП ГП, УКПГ, УППГ, СКУ КГС), как составных частей ИУС ГДП, а также рассматриваются примеры реализации интегрированной автоматизированной системы управления газодобывающим предприятием на всех ее уровнях от кустов газовых скважин до центрального диспетчерского пункта.

Четвертая глава посвящена решению задач комплексного регулирования и оптимального управления технологическими установками газового промысла. Для решения данных задач разработаны комплексные алгоритмы автоматического регулирования и оптимального управления, в основу которых положены общие решения, предложенные во второй главе данной работы.

Разработанные алгоритмы обеспечивают:

— автоматическое регулирование и управление технологическими процессами добычи и подготовки газа, в том числе: распределение заданной производительности промысла между УППГраспределение производительности УППГ между кустами газовых скважинраспределение нагрузки по технологическим ниткам осушки газа и регулирование подачи ТЭГ в абсорберы;

— дистанционное автоматическое измерение и регулирование дебита скважин с использованием электроприводной крановой арматуры;

— противопожарную и противоаварийную защиты газового промысла.

В приложениях представлены расчет экономической эффективности внедрения ИУС ГП, выполненный для ИУС Вынгаяхинского ГП в соответствии с «Внутрикорпоративными правилами оценки эффективности НИОКР», акт внедрения.

Общие выводы.

Исследования, проведенные в данной работе, направлены на создание интегрированных АСУ ТП в газодобывающей отрасли, осуществляющих не только контроль технологических процессов, но и обеспечивающих оптимизацию эксплуатационных режимов и управление производительностью добычи на основе данных моделирования процессов газопромысловой технологии.

Научные результаты, полученные в данной работе, позволяют сделать следующие выводы:

1. Повышение уровня автоматизации производства — приоритетная задача в стратегии научно-технического процесса газовой отрасли. Эффективное функционирование предприятий газодобывающей отрасли невозможно без внедрения в ее структурных подразделениях комплексных интегрированных автоматизированных систем управления на базе современных информационных технологий, программно-технических средств и систем коммуникации и связи.

2. Результатом работы является создание интегрированной автоматизированной системы управления газодобывающего предприятия, охватывающей все уровни управления (КГС — УППГ — УКПГ — ДКС — ГП — ЦДП ГДП) и обеспечивающей оптимизацию эксплуатационных режимов технологических установок и управление их производительностью. Внедрение ИАСУ ТП ГДП обеспечивает:

— надежную и эффективную работу основных и вспомогательных объектов газовых промыслов в соответствии с требованиями технологических регламентов, своевременное обнаружение и ликвидацию режимных отклонений, предупреждение аварийных ситуаций;

— повышение эффективности использования производственных мощностей, топливно-энергетических и материально-технических ресурсов, повышение экологической безопасности производства;

— реализацию прогрессивных форм эксплуатации, повышение производительности труда, сокращение трудозатрат и минимизацию численности эксплуатационного персонала, осуществляющего контроль и управление технологическими процессами.

3. Решение задач рационального распределения объемов добычи газа, разработка и внедрение комплекса алгоритмов автоматического управения и оптимального регулирования, а также алгоритмов аварийной защиты технологического оборудования позволяет:

— увеличить длительность периодов бескомпрессорной и безводной добычи газа;

— добиться высоких значений конечной газоотдачи пластов;

— снизить затраты на добычу газа;

— обеспечить приемлемый уровень технико-экономических показателей эффективности разработки и эксплуатации газовой залежи, состоящей из нескольких промыслов;

— уменьшить вредные выбросы в атмосферу;

— проводить оперативную локализацию и предотвращение аварийных ситуаций на технологических объектах.

4. Внедрение предложенных в данном исследовании методов и научно-технических решений приводит к сокращению материальных и временных затрат на проектирование, изготовление и внедрение систем управления и, как следствие, к снижению себестоимости продукции, повышению качества и оперативности принимаемых решений, улучшению экологической обстановки, более эффективному использованию кадрового, технического и промышленного потенциала предприятия.

5. Экономическая эффективность создания и внедрения ИУС ГП (на примере ИУС Вынгаяхинского ГП) подтверждена расчетом экономической эффективности, выполненным в соответствии с «Внутрикорпоративными правилами оценки эффективности НИОКР» (Приложение 1).