Работа в блоке тОиР иус пд

а диаграмма распределения объемов работ по этапам бизнес-процесса «Годовое планирование» (по направлению деятельности ОГМ) выглядит так:

Диаграмма распределения объемов работ по этапам бизнес-процесса «Годовое планирование»

по направлению деятельности ОГМ (после оптимизации)

Таким образом, внедренные мероприятия (по направлению деятельности ОГМ) позволили оптимизировать бизнес-процесс «Годовое планирование» в блоке ТОиР ИУС ПД, существенно снизить трудозатраты специалистов эксплуатации и администрации Общества, минимизировать кол-во ошибок и недочетов. Данные решения возможно применить не только для других направлений деятельности при планировании объемов работ по ТОиР, но и в других дочерних обществах ОАО «Газпром».

«Разработка системы принятия решений и оптимизация работы газовых скважин сеноманских залежей ямбургского газоконденсатного месторождения»

Ямуров Э.Ф. (аспирант), Генералов Е.И. (соискатель), Веревкин А.П. (профессор, доктор техн. наук)

ГП-4 Филиал «Газопромысловое управление» ООО «Газпром добыча Ямбург», ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Одним из главных осложнений при разработке газовых месторождений является гидратообразование [1]. Многие компоненты природного газа (метан, этан, пропан, изобутан, углекислый газ, азот, сероводород) в соединении с водой образуют газовые гидраты — твёрдые кристаллические вещества (напоминающие по внешнему виду спрессованный снег), которые при высоких давлениях существуют при положительных температурах.

При добыче газа гидраты могут образовываться в стволах скважин, промысловых коммуникациях и магистральных газопроводах. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность. Для борьбы с гидратообразованием вводят в скважины и трубопроводы различные ингибиторы, а также поддерживают температуру потока газа выше температуры гидратообразования (с помощью подогревателей, теплоизоляцией трубопроводов и подбором режима эксплуатации, обеспечивающего максимальную температуру газового потока).

Гидратообразование приводит к серьезным осложнениям при эксплуатации газовых месторождений и даже к крупным авариям. Предотвращение этих осложнений при сниженных эксплуатационных за- тратах является актуальной научно-технической и производственной проблемой [1, 2, 3].

Очень важно знать места возможного гидратообразования в системе добычи газа, чтобы своевременно предупредить или ликвидировать гидратные пробки [1]. Для обнаружения зон гидратообразования и их своевременного предотвращения необходимо знать состав транспортируемого газа, его плотность, изменение температуры и давления в газопроводе, влажность газа. По составу, давлению и температуре газа определяются условия образования гидратов, а по влагосодержанию — возможность образования гидратов в данных условиях [4, 5, 6].

Разрабатываемая система управления скважины состоит из полного комплекта кустовой телемеханики НПФ «Вымпел», комплекта контрольно-измерительных и исполнительных устройств модуля технических средств скважинного оборудования - расходомеры газа ДФР-01 и / или расходомер газа «ГиперФлоу», регулирующие устройства дебита газовой скважины РУД-02 (РУД-1), система подачи ингибитора СПИ-02 (СПИ-1), контроллер управления. Также предлагается установка электронного клапана распределения потоков газа (ЭКРПГ-1), факельных автоматизированных клапанов, электро-запального устройства, электронного клапана распределения потоков ингибитора (ЭКРПИ-1), противоаварийного клапана.

В качестве ингибитора гидратообразования используется метанол.

При этих дополнениях комплекс телемеханики сможет обеспечивать не только возможность управления из централизованного пульта оператора, но предупреждать возможное образование гидратов.

В такой ситуации для получения необходимой оперативной информации можно использовать современные методы математического моделирования технологических процессов с целью получения зависимости неизмеряемых параметров от оперативно измеряемых характеристик процессов. Эти задачи относятся к классу обратных задач или задач параметрической и структурной идентификации [7].

Перспективы повышения качества управления и уровня промышленной безопасности потенциально опасных технологических процессов связаны с разработкой систем усовершенствованного управления (APC-систем - Advanced Process Control & Optimisation) [8].

Модели прогнозирования технологического режима дают возможность существенно улучшить эффективность управления в терминах технико-экономических критериев и безопасности производств.

Для исключения человеческого фактора имеет смысл разработки системы принятия решений для оперативного анализа технологической ситуации в реальном времени и прогнозирования работы для выявления неблагоприятных режимов.

Для анализа технологической ситуации, необходимо, чтобы система управления, помимо вывода основных параметров работы газовой скважины, могла вычислять скорость изменения этих параметров во времени с постоянным ведением журнала событий. Например, скорость изменения давления газа во времени, а также температуры и расхода:

(1)

Таким образом, вектор входных параметров будет состоять из: температуры газа, расхода (перепада давления), давления, температуры окружающей среды и скоростей изменения этих параметров.

Рассмотрим следующие случаи образования гидратов и алгоритмы работы исполнительных механизмов:

1) При снижении давления и температуры на устье скважины, расхода – наличие гидратообразования перед точкой замера (например в НКТ).

При выявлении данной ситуации, система управления запустит следующий алгоритм - необходимо перераспределить поток метанола из рабочей линии в затрубную (таким образом метанол попадет на забой скважины) с одновременным открытием РУД-02 на несколько процентов.

Если эффект не наступает в течении времени Тциркуляции (в зависимости от длины ствола скважины – Lскв), то происходит перераспределение потока газа путем закрытия ЭКРПГ-1 и открытия ЭКРПГ- 2. с постепенным открытием ФАК (факельного клапана) и розжигом ЭЗУ-1, таким образом начинается продувка скважины, до тех пор пока анализатор влаги (влагомер) не покажет рост выноса воды, затем постоянство, несколько пачек, и нулевой вынос. Продувка завершена. Факельный клапан закрывается, происходит открытие ЭКРПГ-1 и закрытие ЭКРПГ- 2, РУД возвращается в рабочее положение по заданному дебиту.

2) Давление газа растет, температура растет, расход падает – наличие гидратообразования после точки замера (ТЗ).

Действия: Открытие СПИ. Начинается подача метанола через ЭКРПИ-1 до стабилизации параметров.

Если эффекта нет в течении времени T (около 5 минут на 1 км) , то система предложит оператору комплекс мероприятий по продувке шлейфа ГСК при котором, РУД открывается полностью, закрывается кран Г-101, открывается кран С-102, и ожидаем показания выноса влаги на анализаторе влаги.

3) резкое снижение давления, снижение температуры, резкое увеличение дебита – означает разгерметизацию трубопровода после точки замера. Выполняются закрытие ЭКРПГ-1 с индикацией аварии и выездом на осмотр.

4) резкое снижение давления, температура стремится к tокр, уменьшение дебита – разгерметизация трубопровода перед точкой замера. Происходит срабатывание противо-аварийного клапана (ПАК) и происходит отсечение скважины от ГСС с индикацией аварии и выездом на осмотр.

Рассмотрев наиболее частые осложнения работы скважины и меры их предотвращения, предлагается внедрение данного комплекса мероприятий для повышения оперативности в решении проблем гидратообразования, уменьшения влияния человеческого фактора и уменьшения времени некорректной работы скважин.

Благодаря созданию системы принятия решения происходит мгновенная обработка большого объема информации в режиме реального времени, которая позволит исключить фактор человеческой ошибки и сократить время некорректной работы скважины.

Список литературы:

1. Аксютин О.Е., Меньшиков С.Н., Лапердин А.Н. и др. Условия образования и методы борьбы с гидратами на газовом промысле Ямсовейского месторождения: Об- зор информ. М.: Газпром экспо, 2010. 88 с. (Геология, бурение, разработка и эксплуа- тация газовых и газоконденсатных месторождений)

2. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. М.: Недра, 1976. 198 с.

3. Коротаев Ю.П., Кулиев А.М., Мусаев Р.М. Борьба с гидратами при транспорте природных газов. М.: Недра, 1973. 136 с.

4. Коротаев Ю.П., Кулиев А.М., Мусаев Р.М. Борьба с гидратами при транспорте природных газов. М.: Недра, 1973. 136 с

5. СТО Газпром 3.1-3-010-2008 «Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО Газпром».

6. СТО Газпром 2-3.3-164-2007 «Методика по составлению технологического ре- жима работы промысла (УКПГ), с расчетом технологических параметров от пласта до входа в ГКС».

7. С.А. Ахметов, М.Х. Ишмияров, А.П. Веревкин, Е.С. Докучаев, Ю.М. Малышев Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа: Учеб. пособие /; Под ред. С.А. Ахметова. -Москва: Химия, 2005. -736 с.

8. Захаркин М.А., Кнеллер Д.В. Применение методов и средств усовершенствованного управления технологическими процессами (АРС) //Датчики и системы. 2010. №11. С. 57-71.