автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.01, диссертация на тему:Управление технологическими процессами газодобывающего предприятия

На правах рукописи

ВАСИЛЬЕВ ЕВГЕНИЙ ВАСИЛЬЕВИЧ

УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ (НА ПРИМЕРЕ ООО «НОЯБРЬСКГАЗДОБЫЧА»)

Специальность: 05 13 01-Системный анализ, управление и обработка информации (в науке и промышленности) по техническим наукам

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

003447147

Нижний Новгород- 2008

003447147

Работа выполнена в Федеральном государственном унитарном предприятии Федеральный научно-производственный центр «Научно-исследовательский институт измерительных систем им. Ю.Е. Седакова».

Научный руководитель: кандидат технических наук,

доцент Костюков Валентин Ефимович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор Иванов Анатолий Андреевич

кандидат технических наук Фурманчук Оксана Викторовна

Ведущая организация: ОАО «Гипрогазцентр»

Защита состоится « ^ »V/UMSbjuX- 2008 г. в Y3 в ауд 1Ш на заседании диссертационного совета Д 212.165.05 при Нижегородском государственном техническом университете им. P.E. Алексеева (НГТУ) по адресу. 603950, г. Н. Новгород, ул. Минина, 24.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Нижегородского государственного технического университета

Автореферат разослан « <f » С&1СЩ 20081

Ученый секретарь диссертационного совета

А С. Суркова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

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 БСАОА-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 БСАОА-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:

- 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 газовых промыслов и ИАСУ газодобывающего предприятия.

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:

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

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

3. 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.

4. 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» (ЦДПИУС);

- информационно-управляющая система Комсомольского газового промысла;

- информационно-управляющая система Вынгапуровского газового промысла;

- информационно-управляющая система Западно-Таркосалинского газокоцленсатного 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 работа 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. Стиустура и объем работы. Данная работа состоит из введения, четырех глав и общих выводов на 110с, списка литературы (74 наименования), 1 приложения, 22 рисунков и 5 таблиц общим объемом 128 с.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении сформулирована актуальность, цели и задачи работы, приведены характеристики новизны и практической ценности результатов

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 Рассмотрены особенности схемы подготовки и внутрипромыслового транспорта газа, сложившейся на предприятиях Крайнего Севера. Проведен анализ основных видов деятельности предприятия, определяемых ролью газодобывающего предприятия (ГДП) в составе ОАО «Газпром» Выделены основные технологические объекты ГДП

В рамках данной главы проведен анализ современных подходов в области создания и внедрения интегрированных систем управления в ОАО «Газпром», а также уровня автоматизации предприятий газодобывающей отрасли. Подчеркивается особая важность задачи автоматизации объектов газодобывающей отрасли в современных условиях. Отмечается, что уровень автоматизации в отечественной газовой промышленности отстает от соответствующей отрасли развитых стран мира. Управляющие вычислительные комплексы, эксплуатирующиеся на многих

технологических объектах, отработали свой эксплуатационный ресурс, морально устарели, такие объекты, как кусты газовых скважин, не автоматизированы в принципе, даже на крупных месторождениях. Особое значение при создании систем управления приобретает моделирование и оптимизация управления режимами эксплуатации газовых промыслов и много купольных месторождений с реализацией комплекса диспетчерских задач оперативного планирования и управления добычей и подготовкой газа.

В первой главе определены цели и задачи исследований при решении проблем оптимизации управления производственными процессами пространственно разнесенных технологических объектов Сформулирована основная цель исследований - повышение эффективности и рентабельности производства на типовом газодобывающем предприятии за счет разработки и внедрения комплексной ИАСУ ТП, осуществляющей управление и контроль технологических процессов, обеспечивающей оптимизацию эксплуатационных режимов и управление производительностью добычи на основе данных моделирования процессов добычи и подготовки газа.

Вторая глава посвящена постановке и решению задачи распределения заданной производительности между технологическими объектами газового промысла (УППГ и кустами газовых скважин). Основные теоретические положения, на базе которых получены результаты данной главы, заложены в работах А Г. Ананенкова, Ш.К. Гергедавы, Г А Зотова, Ю П. Коротаева, Е М. Нанивского, В Г Тагиева, Б Ф Тараненко, И Г Тетерева, В.Н. Чикало

Производительность технологических объектов газового месторождения является основной характеристикой, определяющей уровень добычи газа за некоторый небольшой интервал времени (например, за время суточного диспетчерского управления газовыми куполами и кустами скважин или суточный объем добычи газа) Основной функцией системы управления газовым месторождением является обеспечение заданного уровня добычи газа.

Задача распределения заданной для месторождения производительности разделяется на задачи «верхнего» и «нижнего» уровней. На «верхнем» уровне необходимо установить распределение заданной производительности Qm между куполами Qi . Q„ (УППГ). а на «нижнем» уровне - распределение производительности 1-го купола Q, (i =1, п) между кустами скважин {Q,k}.

Исходной информацией для решения задачи распределения производительности являются: фильтрационно-емкостные параметры пласта и данные о свойствах добываемого газа (данные верхнего уровня); схемы подключения скважин к кустам и кустов к УППГ, технические характеристики скважин и шлейфов, сведения о наличии и местах установки регулирующих органов (данные нижнего уровня)

Область допустимых решений формируется обеспечением заданного для промысла уровня добычи газа, а также ограничениями, связанными с соблюдением режимов работы технологических объектов, при которых отсутствует разрушение призабойной зоны скважин, обеспечивается вынос с забоя скважин твердых частиц и капель жидкости, отсутствуют условия образования гидратов в скважинах и шлейфах.

Критерий оптимальности управляющих воздействий - минимум потерь пластовой энергии, что равносильно минимуму потерь давления в системе «пласт -скважины - шлейфы - УППГ» Это, в свою очередь, эквивалентно следующему условию «Давление на входах У11111 (Р,х) должны иметь как можно большие значения».

При этом задача рационального распределения отбора газа по скважинам может быть сформулирована следующим образом «При максимально возможных давлениях на входах УППГ обеспечить такие значения дебитов скважин, при которых будет выполнено задание на общую для промысла (УКПГ) производительность».

Для решения задач прогнозирования эксплуатационных режимов технологических установок и оптимального управления объектами газового промысла рассмотрена агрегированная математическая модель процесса разработки газовой залежи. Обобщенная модель, связывающая накопленный объем добычи газа с технологическими и природными параметрами продуктивных пластов, строится для основных режимов дренирования газовой залежи (газового, жесткого водонапорного и водонапорного) при следующих предположениях

- скважины имеют кустовое размещение, причем забои скважин, объединенные в куст находятся на площади круга заданного радиуса Из,

- общая зона дренирования куста представляется кругом радиуса Як;

- область дренирования каждого куста скважин на каждом куполе является однородной по своим природным характеристикам,

- в пределах зоны дренирования одного куста пласт считается однородным по своим фильтрационно-емкостным характеристикам, причем считается выполненным предположение о том, что в качестве закона фильтрации газа можно использовать закон Дарси,

- характеристики обустройства скважин идентичны

При фильтрации газа по закону Дарси дебит скважины в кусте определяется следующей формулой:

где ц - вязкость газа при пластовых условиях;

- коэффициент сверхсжимаемости при пластовых условиях; Т„- пластовая температура (К°).

Т. = 293 К°;

к - проницаемость пласта, Ь - газонасыщенная толщина пласта;

- радиус скважины.

Ак - коэффициент внешнего фильтрационного сопротивления, зависит от типа скважин в кусте.

В качестве ограничений на возможные значения дебитов скважин выступают

- минимально и максимально допустимые значения дебитов, определяемые условиями безгидратной эксплуатации (обозначим их через qгInlI1 и яггоах),

- максимально допустимое значение, связанное с обеспечением условий сохранения призабойной зоны от разрушений - и минимально допустимое значение, связанное с соблюдением условий выноса с забоя скважин твердых частиц и капель жидкости - ц'™,,

Таким образом, ограничение на допустимые значения дебита скважины имеет

вид:

Р„2 -Р33=АЧ,

(1)

где Р„ - давление на границе призабойной зоны (пластовое давление), Р, - забойное давление одной скважины в кусте; Я - дебит скважины в кусте;

А - коэффициент фильтрационных сопротивлений куста скважин:

(2)

Чпип — Ч— Я тах»

(3)

mim Я nun ma\ > q maxi-

При условии, что эксплуатация продуктивного пласта ведется при максимально допустимом дебите (рабочий дебит равен максимально допустимому) и кустовом размещении скважин, строится зависимость рабочего дебита от текущего значения газоотдачи

Зависимость рабочего дебита q(t|(t)) от газоотдачи T](t) в момент времени t имеет вид

q( 1j( t )) = min {q^ .q^itft ))} (4)

где q'm,* - максимально допустимый дебит, обусловленный соблюдением условий безгидратной эксплуатации скважин;

q"mu(r|(t)) - максимально допустимый дебит, обусловленный соблюдением условий неразрушения призабойной зоны

Данная зависимость является основой для решения задачи распределения заданной производительности между УППГ.

Для основных режимов дренирования газовой залежи можем оценить зависимость qnnm(T|(t)) следующими выражениями

- для газового режима

Ята1(щ*)) =---.

где у - коэффициент пропорциональности в формуле, определяющей зависимость допустимой депрессии - АР от текущей величины пластового давления -Р„М.те ДР = уРл(1),

• для жесткого водонапорного режима.

л / , ,, , V, ДР(2Я0 -

qmia(n(t)) = (i-n(t))—!—f-

А

где А - коэффициент фильтрационных сопротивлений пласта в начальный момент времени, АР - максимально допустимая депрессия на пласт, Р0 - начальное пластовое давление, которое при жестком водонапорном режиме остается постоянной величиной на весь срок разработки залежи,

• для водонапорного режима

Л, 07(0) = p.g (н + Л(77(0))

t

АО/О)

Н_ 2

где Н - глубина залегания продуктивного пласта, Ьо - газонасыщенная толщина в начальный момент времени, рв - плотность пластовой воды, g - ускорение свободного падения.

Если через к и 1 обозначить, соответственно, номер купола (УППГ) и номер куста, то любой из приведенных выше исходных природных параметров имеет двойной индекс - 1а (область дренирования каждого куста скважин на каждом куполе считается однородной по своим природным характеристикам). Пусть к=1,...,К, 1=1,...Дк Кроме этого, т к. любой куст соединен с одним из УППГ, то распределение

кустов скважин по УППГ известно, те состав каждого множества 1к (к=1.....К)

известен. Если теперь через V обозначить балансовые запасы газа месторождения, то агрегированная модель разработки принимает вид следующего дифференциального уравнения:

где njv(t) - число скважин в i-м кусте k-го промысла в t-й момент времени, 4ik(tl(0) - дебит одной скважины в i-м кусте k-го промысла.

При заданной стратегии разработки зависимость n^tt) является известной функцией. Если, например, рассматривается мгновенный ввод месторождения в разработку, то ni(t) = пь(0)= const. За счет выбора вида функции n,k(t) и с помощью решения дифференциального уравнения (5) можно получить характерную зависимость предельной годовой добычи газа от времени в целом по месторождению.

Предложенная модель является обобщением агрегированной модели разработки газовой залежи на случай неоднородного продуктивного пласта, в котором область дренирования каждого куста характеризуется своими природными параметрами.

Далее во второй главе приведен ряд соотношений, определяющих потери давления и предельные значения дебитов скважин в системе «призабойные зоны -

(5)

кусты скважин - шлейфы - регулирующие органы - VI1111», в том числе общая модель движения газа, имеющая вид:

Р] = (/>„? -Д<7,- С,<7(2 )ехр(-2Ь,) - В, (и, Ч,)г /е /,, (6)

] - индекс У11111, Je

1 - индекс куста скважин,

РП1, ч„ п,, А„ Ятк, - пластовое давление, дебит одной скважины, и их число в кусте, коэффициент фильтрационных сопротивлений и максимально допустимый дебит одной скважины для 1-го куста;

В„ х, - коэффициенты сопротивлений шлейфа и регулирующего органа, соединяющих 1-й куст с УППГ;

Ь„ С, - коэффициенты сопротивления течению газа в стволе скважины, принадлежащей 1 -му кусту.

На основе предложенной модели (5) построен алгоритм решения задачи распределения заданной производительности между УППГ. Задача решается в два этапа.

- на первом этапе для каждого купола находится зависимость его максимально возможной производительности от времени,

- на втором этапе на фиксированный момент времени проводится распределение заданной общей производительности всего месторождения по УППГ с учетом максимальных возможностей каждого купола по добыче газа, определенных на первом этапе.

Таким образом, общий алгоритм распределения заданной производительности месторождения по УППГ (куполам) состоит из следующих операций.

1) исходя из заданных зависимостей п^(0 и я^СпМ), с использованием одного из существующих методов численного решения обыкновенных дифференциальных уравнений первого порядка находится функция как решение уравнения (7) при начальном условии Т|(0) = 0:

F(t,n(tn^fJYdnik(t)qл(l1(tn.

1=1 1=1

2) строятся функции 0к(0 - зависимости производительности УППГ от времени

к = йк

(8)

3) для I* - заданного момента времени определяется О*

(9)

4) для (2з(1*) - заданной суммарной производительности и (2* - расчетной суммарной производительности (СЬ(1*) < 0*) определяется поправочный коэффициент- X.

л = Оз(г' )

@ (10)

5) по следующей формуле окончательно определяется производительность каждого купола (каждой УППГ)

0\(П=А.0к(Г). (11)

Из формул (9) - (11) следует, что

¿в?(1')=вз .

1=1

Далее рассмотрены два частных случая решения задачи распределения заданной производительности между УППГ при мгновенном вводе скважин в действие и газовом режиме работы пласта, при мгновенном вводе скважин в действие и жестком водонапорном режиме работы пласта. Задача решается в соответствии с предложенным алгоритмом Решение задачи сводится к расчету параметров характеризующих природные и технологические параметры куполов (участков месторождения) Производительность к-й УППГ вычисляется по формуле.

03к(Г) 03(Г), к=1,..,К, причем X £ * = 1

к = 1

Из этой формулы следует естественный вывод «Для выполнения задания по общей добычи газа в большей степени должны "нагружаться" те УППГ, которые эксплуатируют пласты с лучшими фильтрационными свойствами и большим числом скважин».

Следующей задачей, рассматриваемой во второй главе исследования, является распределение производительности УГТПГ между кустами скважин, имеющих выход на эту УППГ. Предложена математическая формулировка данной задачи.

Для частных случаев, имеющих практическое значение (при отсутствии и при наличии регулирующих органов в системе газосбора), предложены 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, которое заключается в следующем: «Оптимальное управление сводится к реализации такой стратегии функционирования системы обустройства купола, при которой давления на выходах всех кустов, принадлежащих одной УППГ, имеют одинаковые значения, обеспечивающие заданную производительность купола»

На основе моделей и алгоритмов, предложенных в данной главе, сформулированы рекомендации к техническим решениям по построению систем управления внутрипромысловой газосборной сетью.

В третьей главе предложена методология построения ИАСУ ТП газодобывающего предприятия, а также рассмотрены примеры реализации интегрированной автоматизированной системы управления газодобывающим предприятием на всех ее уровнях от кустов газовых скважин до центрального диспетчерского пункта.

Предложена концепция построения ИАСУ ТП газодобывающего предприятия, определена общая структура построения системы управления иерархия и распределение функций по уровням управления; режимы функционирования и взаимосвязи между уровнями управления.

ИАСУ ТП газодобывающего предприятия имеет многоуровневую территориально распределенную структуру первый уровень - центральный диспетчерский пункт газодобывающего предприятия, второй - информационно-управляющие системы газовых промыслов; третий уровень - посты управления цехов (АСУ ТП установок комплексной подготовки газа (УКПГ), основного технологического компонента промыслов; АСУ ТП УППГ, АСУ ТП ДКС и др); наконец, последний уровень - это локальные системы автоматического управления

(САУ ГПА, СКУ КГС, САУ ВО, АСУ Э, СПОиКЗ) Структурная схема ИАСУ ТП

ГДП приведена на рисунке 1.

К ЦПДД ОАО -Гй1лром-

Рнсунок 1 - Структурная схема ИАСУ ТП ГДП

Для каждого из уровней управления определен объем выполняемых функций На основании анализа объемов выполняемых функций определен состав функциональных подсистем для каждого уровня управления. На уровне ЦДЛ предприятия для реализации требуемых функций необходимы следующие подсистемы

— подсистема оперативно-диспетчерского управления;

— подсистема автоматизированного управления энергоснабжением,

— подсистема экологического мониторинга и т д.

Аналогичным образом, т е в соответствии с объемом выполняемых функций, определен состав функциональных подсистем для уровня газового промысла, для уровня технологических комплексов и установок.

Функциональная схема ЦДЛ ГДП (рисунок 2), а также функциональная схема диспетчерского пункта газового промысла, реализуется в виде локальной

вычислительной сети (ЛВС) со своими серверами баз данных ЛВС объединяет также автоматизированные рабочие места (АРМ) диспетчеров и специалистов

Рисунок 2 - Функциональная схема ЦДЛ ГДП В данной главе сформулированы требования к режимам функционирования ИАСУ ТП ГДП, основным из которых является обеспечение ее функционирования в режиме реального времени Определены требования по быстродействию системы на всех ее уровнях

Проведен анализ взаимосвязей, возникающих в процессе функционирования системы управления газодобывающим предприятием В качестве решения по организации сопряжения систем управления разного уровня предложено использование промышленного стандарта ОРС

Современная технология создания АСУ ТП предполагает использование промышленных программных средств реального времени, обеспечивающих выполнение возлагаемых на систему управления функций - ЗСАБА-систем. Состав и основные функции, выполняемые современными БСАОА-системами, рассмотрены на примере программно-инструментального комплекса «Орион»

Далее в третьей главе определены общие принципы построения систем управления различного уровня (ЦДП ГДП, ДП ГП, УКПГ, УППГ, СКУ КГС), как составных частей ИАСУ ТП ГДП, а также рассматриваются примеры реализации

интегрированной автоматизированной системы управления газодобывающим предприятием на всех ее уровнях от кустов газовых скважин до центрального диспетчерского пункта. Приведены примеры конкретной реализации систем управления разного уровня.

Четвертая глава посвящена решению задач комплексного регулирования и оптимального управления технологическими процессами газового промысла. Для решения данных задач на основе общих решений, предложенных во второй главе исследования, разработаны комплексные алгоритмы автоматического регулирования и оптимального управления

Комплексные алгоритмы автоматического регулирования и оптимального управления технологическими процессами добычи и подготовки газа включают.

- единый алгоритм диспетчерского управления;

- алгоритмы распределения нагрузки по ниткам технологических цехов,

- алгоритмы регулирования подачи ТЭГ в абсорберы,

- автоматическое измерение и регулирование дебита скважин;

- комплексные алгоритмы аварийной защиты технологического оборудования.

Назначение данных алгоритмов: ведение технологических процессов с четким соблюдением количественных и качественных характеристик выходного продукта (газа)

Алгоритм единого диспетчерского управления объединяет следующие уровни предприятие, промысел, УППГ и КГС

На уровне ГДП определяется плановое задание, которое в виде среднечасового расхода газа для промысла передается на уровень ГП для дальнейшей обработки. На уровне ГП функционирует алгоритм выполнения планового задания, включающий алгоритм автоматизированного распределения производительности для ГП, а также алгоритм автоматического поддержания заданного уровня влагосодержания газа Рассчитанные здесь величины среднечасового расхода газа для каждой УППГ передаются на уровень УППГ. На уровне УППГ выполняется алгоритм распределения производительности для УППГ, а на уровне КГС - распределения производительности для кустов газовых скважин.

В основе алгоритмов лежит агрегированная модель разработки газовой залежи (5), при их построении учитывается необходимость выполнения плана по добыче

газа, существующие технологические ограничения на дебит скважин и давление на входе УППГ, а также тот факт, что сопротивление регулирующих органов может быть больше или равняться нулю (при полном открытии регулирующего органа). Общая структура алгоритмов диспетчерского управления ГДП представлена на рисунке 3.

Важными задачами, решаемыми в процессе управления газодобывающим предприятием, являются:

- выполнение количественных показателей добычи газа;

— обеспечение качественных показателей подготовки газа к транспортировке. Для решения первой задачи разработаны и реализованы алгоритмы

автоматического распределения производительности для КГС и УППГ (УКПГ) Для осуществления второй задачи разработаны и реализованы алгоритмы автоматического поддержания заданного уровня влагосодержания газа.

КГС 1 КГС N

Рисунок 3 - Общая структура алгоритмов диспетчерского управления ГДП

Разработка и внедрение дистанционного автоматизированного контроля и управления дебитом газовых скважин является одной из немаловажных задач автоматизации предприятий добычи газа. Система автоматизированного управления дебитом обеспечивает автоматическое измерение мгновенного расхода газа и поддержание его на заданном уровне, путем регулирования степени открытия кранов Впервые система автоматизированного управления дебитом скважин прошла испытания в СКУ КГС Комсомольского ГП, в полном объеме внедрена в ИУС Вынгаяхинского и Етыпуровского ГП. Блок-схема алгоритма регулирования дебитом, реализованного в системе автоматизированного управления дебитом скважин, приведена на рисунке 4

Рисунок 4 - Блок-схема алгоритма регулирования дебитом

Основными факторами, определяющими эффективность использования подсистемы автоматизированного регулирования дебита, являются следующие

— оперативное управление режимом работы каждой скважины и всей залежи в целом;

— обеспечение оптимального режима эксплуатации каждой скважины и всей залежи в целом,

— возможность отказа от использования дроссельных шайб;

— сокращение затрат и повышение производительности труда геологической службы за счет автоматизированного регулирования дебита скважин;

— повышение эффективности управления объектами добычи газа в целом за счет более полного контроля режимов эксплуатации скважин в режиме реального времени

Комплексные алгоритмы аварийной защиты технологического оборудования служат для решения одной из важнейших задач, стоящих перед ИАСУ ТП газодобывающего предприятия — обеспечения безаварийной эксплуатации технологического оборудования УКПГ и ДКС и сведение к минимуму возможных последствий возникновения аварийных ситуаций (пожар, загазованность, порыв газопроводов и пр.). В данном исследовании определен состав алгоритмов аварийной защиты, приведен пример блок-схемы одного из алгоритмов («Аварийный останов УКПГ со стравливанием газа») Комплексные алгоритмы аварийной защиты технологического оборудования УКПГ и ДКС Комсомольского газового промысла реализованы и функционируют в составе рабочего программного обеспечения ИУС КГП в среде БСАОА-системы - программно-инструментального комплекса «Орион» (алгоритмы разработаны на технологическом языке программирования, снабжены комментариями) Для алгоритмов аварийной защиты разработаны блок-схемы и текстовые описания, адаптация алгоритмов для решения аналогичных задач возможна без существенных затрат.

Исследования, проведенные в данной работе, направлены на создание комплексных ИАСУ 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 добычи и подготовки газа.

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 (ГС - КГС - УППГ - УКПГ - ДКС-ДПГП-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 минимизация численности эксплуатационного персонала, осуществляющего контроль и управление технологическими процессами.

3. Разработка и внедрение комплексных алгоритмов автоматического управления 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 высокий уровень технико-экономических показателей эффективности разработки и эксплуатации газовой залежи, состоящей из нескольких куполов,

- 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 ИЛСУ ТП на примере ИУС Вынтаяхинского ГП подтверждена расчетом экономической эффективности, выполненным в соответствии с «Внутрикорпоративными правилами оценки эффективности НИОКР».

Основные публикации по теме диссертации

Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК

1. Прилуцкий, МХ. Многокритериальная задача распределения производительности купола по газовым скважинам /М X. Прилуцкий, Е.В. Васильев, В Е. Костюков //Системы управления и информационные технологии. Москва-Воронеж: «Научная книга», №3.2(29), 2007. - С. 291-296.

2. Битюков, В С. Интегрированная ИУС Вынгаяхинского и Етыпуровского газовых месторождений /В С. Битюков, В.М. Пушнов, В.З. Минликаев, Е.В Васильев, В.Н. Чикало, А Г. Морозов //Газовая промышленность. М.: Газоил пресс, №10, 2005. -С. 44-48.

3. Пушнов, В.М. Системы и средства автоматизации объектов добычи газа /В М. Пушнов, Е.В. Васильев, Ю.В. Ващев, А Г. Аверьянов, М И. Ерофеев // Газовая промышленность. М.: Газоил пресс, №7,2002. - С. 76-79.

Публикации в журналах и сборниках научных трудов

4. Васильев, Е В. Внедрение подсистемы автоматизированного регулирования дебита скважин в АСУ ТП установки предварительной подготовки газа Комсомольского ГМ. /Основные результаты и перспективы решения проблем автоматизации, информатизации и метрологии на предприятиях ОАО «Газпром»* сб.

материалов совещания Отраслевого экспертного совета по автоматизации ОАО «Газпром» - М.: «Недра», 2004. - С. 106-113

5. Васильев, ЕВ. Информационно-управляющая система Комсомольского газового промысла /Е В. Васильев, А.П. Бунтовских, Ю В Ващев, В М Пушнов //Материалы совещания «Пути решения задач комплексной автоматизации строящихся и реконструируемых объектов ОАО «Газпром»» (Ноябрьск, март 2004 г.). М: ИРЦ ОАО «Газпром», 2004. - С. 29-34

6. Ващев, Ю.В. Базовые программно-технические средства, используемые в ИУС, АСУ ТП и системах телемеханики объектов добычи и подготовки газа ООО «Ноябрьскгаздобыча» /Ю.В Ващев, Е.В Васильев //Материалы совещания «Пути решения задач комплексной автоматизации строящихся и реконструируемых объектов ОАО «Газпром»» (Ноябрьск, март 2004 г). М ИРЦ ОАО «Газпром», 2004. -С. 17-24

7. Ващев, Ю.В. Система контроля и управления кустами газовых скважин на газовых промыслах ООО «Ноябрьскгаздобыча» /10 В Ващев, Е В. Васильев, В М. Пушнов //Материалы совещания «Пути решения задач комплексной автоматизации строящихся и реконструируемых объектов ОАО «Газпром»» (Ноябрьск, март 2004 г.). М: ИРЦ ОАО «Газпром», 2004. - С. 25-29

8. Минликаев, В.З. Комплексные решения по автоматизации строящихся и реконструируемых газовых промыслов ООО «Ноябрьскгаздобыча» /В 3 Минликаев, Е.В Васильев //Материалы совещания «Пути решения задач комплексной автоматизации строящихся и реконструируемых объектов ОАО «Газпром»» (Ноябрьск, март 2004 г.). М: ИРЦ ОАО «Газпром», 2004. - С. 3-10

9 Фурманчук, В.Т Многоуровневая информационно-управляющая система газодобывающего предприятия /В.Т. Фурманчук, Ю.В. Ващев, Е В. Васильев /Яеррнтория «Нефтегаз». М. ЗАО «Камелот Паблишннг», №4,2005. - С. 10-12.

В печать 19 062008 Услпечл 1.5 Формат 60\90 1/16

Заказ № 54 Тираж 100 экз_

Типографии ФГУП «ФНПЦ НИИИС им Ю Е. Седакова» Адрес 603137, г. Н Новгород, ул Тропинина,д 47

Введение

Глава 1. Современные проблемы комплексной автоматизации сложных систем с управлением технологическими процессами в реальном времени.

1.1 Характеристика, структура и принципы управления газодобывающими предприятиями газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири.

1.2 Анализ современных подходов в области создания и внедрения систем управления в ОАО «Газпром».

1.3 Цели и задачи исследований при решении проблем комплексной автоматизации и оптимизации производственных процессов пространственно разнесенных технологических объектов.

Глава 2. Математическая постановка задачи распределения заданной производительности между технологическими объектами предприятия добычи и подготовки газа.

2.1 Постановка задачи двухуровневого рационального управления технологическими процессами добычи газа с регулированием дебита как на уровне газового месторождения, так и на уровне газовых куполов.

2.2 Построение агрегированной модели процесса разработки газовой залежи и математических моделей технологических объектов газового промысла.

2.3. Алгоритмы решения задачи распределения заданной производительности между установками предварительной подготовки газа (куполами).

2.4 Математическая формулировка задачи распределения заданной производительности купола по кустам газовых скважин и ее решение с помощью методов нелинейного программирования.

2.5 Выводы.

Глава 3. Методология построения системы автоматизированного управления газодобывающего предприятия и ее реализация.

3.1 Общая концепция функционирования системы.

3.2 Реализация системы оперативно-диспетчерского управления на различных уровнях (ЦДП, УКПГ, УППГ, ДКС, КГС и др.).

3.3 Выводы.

Глава 4. Решение задач комплексного регулирования и оптимального управления технологическими установками газового промысла.

4.1 Алгоритмы единого диспетчерского управления.

4.2 Алгоритмы комплексного регулирования и оптимального управления режимами работы цехов УКПГ.

4.3 Система автоматического регулирования дебита.

4.4 Комплексные алгоритмы аварийной защиты.

4.5 Выводы.

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 скважин -газосборная 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 управления; режимы 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 УППГ; распределение производительности УППГ между кустами газовых скважин; распределение 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).

1. Автоматизированная система управления ТП УППГ-С. Техническое задание №313/1-16-99 Н.Новгород, НИИИС, 1999

2. Ананенков А.Г., Баранов А.В. Скважины и пласты в системах добычи газа. -М.: Наука, 1999.-239с.

3. Ананенков А.Г., Ставкин Г.П., Андреев О.П., Арабский А.К., Салихов З.С., Талыбов Э.Г. АСУ ТП газопромысловых объектов. М.: «Недра», 2003 -344 с.

4. Апостолов А.А., Вербило А.С. Панкратов B.C. Автоматизация диспетчерского управления газотранспортным предприятием. Газовая промышленность, серия "Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности". ИРЦ ОАО "Газпром",- М.:1999,- 71с.

5. Апостолов А.А., Вербило А.С., Панкратов B.C. Совершенствование диспетчерского управления. Газовая промышленность. № 8, 1999.

6. Баталин Г., Васютинский В. Создание распределенных систем сбора данных на основе стандарта ОРС. М.: Современные технологии автоматизации, №2, 2005, с. 84-87.

7. Берман Р.Я., Журавлева Н.В. Локальная вычислительная сеть диспетчерских и технологических АРМ.-М.,ВНИИЭгазпром. 1992.-35с. Обз. инф. сер. Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности.

8. Битюков B.C., Пушнов В.М., Минликаев В.З., Васильев Е.В., Чикало В.Н., Морозов А.Г. Интегрированная ИУС Вынгаяхинского и Етыпуровского газовых месторождений. М.: «Газовая промышленность», №10, 2005, с. 44-48.

9. Васильев Ю.Н. Автоматизированные системы управления разработкой газовых месторождений. М.: Недра, 1987.

10. Ваулина Е.В. К вопросу расчета режимов совместной работы газопромысловых сетей и межпромыслового коллектора. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. № 11-12, 1997.

11. Ваулина Е.В., Григорьев Л.И.,Попадько В.Е. Обзор автоматических информационных систем управления технологическими процессами. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.№.1. 1996 4-15с.

12. Выбор и обоснование программных и аппаратных средств ЦДП ООО «Ноябрьскгаздобыча». Отчет № 313/1-77-2000. Н. Новгород, НИИИС, 2000.

13. Григорьев Л.И. Сарданашвили С.А. Герке В. Г. Основные проблемы теории диспетчерского управления (от практики ОСОДУ ЕСГ к теории). Газовая промышленность, № 9, 2002.

14. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России М.: «Недра», 1999.

15. Гриценко А.И., Нанивский Е.М., Ермилов О.М. и др. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири М.: Недра, 1991.304 с.

16. Демидович Б.П., Марон И.А. Основы вычислительной математики. М.: Наука, 1968.

17. Дженнингс Ф. Практическая передача данных: модемы, сети, протоколы: Пер. с англ. -М.: Мир,1989.272с.

18. Дудников В. и др. Автоматизация нефтепромысла: от простого к сложному. М.: «Современные технологии автоматизации», №2, 2005, с. 36-42.

19. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И., Чугунов Л.С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. М.: Наука, 1998.

20. Ермилов О.М., Чугунов Л.С., Ремизов В.В. и др. Совершенствование систем разработки, добычи и подготовки газа на месторождениях Крайнего Севера. / Под общ. ред. Р.И Вяхирева.- М., Наука, 1996, 415с.

21. Зотов Г.А. Геомеханические принципы установления предельных добывных возможностей газовых скважин./ В кн. Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть; III. -М.: ВНИИГАЗ, 1998.

22. Зотов Г.А. О построении газодинамических моделей газового пласта при расчетах показателей разработки // Реф. сб. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, № 3. М.: ВНИИЭГазпром, 1971.

23. Зотов Г.А. Прикладные аспекты использования законов фильтрации в теории разработки газовых месторождений. /В кн. Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III. -М.: ВНИИГАЗ, 1998.

24. Зотов Г.А. Продуктивность и добывные возможности куста газовых скважин. /В кн. Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III. М.: ВНИИГАЗ, 1998.

25. Информационно-управляющая система П «Ноябрьскгаздобыча». Информационно-математическое обеспечение. N231300.1298.00240

26. Информационно-управляющая система П «Ноябрьскгаздобыча». Техническое задание №313/1-40-98

27. Комплексная целевая программа автоматизации объектов добычи и подготовки газа и создания информационно-управляющей системы (ИУС) ООО «Ноябрьскгаздобыча». М.: ОАО «Газпром», 1999.

28. Комплексная целевая программа «Развитие интегрированной автоматизированной системы управления технологическими процессами ООО «Ноябрьскгаздобыча». М.: ОАО «Газпром», 2004.

29. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. М: Недра, 1975.

30. Зб.Коротаев Ю.П., Тагиев В.Г,.Гергедава Ш.К. Системное моделированиеоптимальных режимов эксплуатации объектов добычи природного газа. М., Недра, 1989.

31. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. М.: Недра, 1984.

32. Маргулов Р.Д., Тагиев В.Г., Гергедава Ш.К. Организация управления газодобывающим предприятием. М.: Недра 1981. -239 с.

33. Мину М. Математическое программирование. М.: Наука, 1990.

34. Никоненко И.С. Создание систем автоматизированного управления в добыче газа. М.: Недра, 2001 -192 с.

35. Никоненко И.С., Васильев Ю.Н. Газодобывающее предприятие как сложная система. М.: ОАО " Издательство Недра ", 1998.-343с.

36. Оптимизация и моделирование в АСУ технологическими процессами. Труды МЭИ. Выпуск 548. М. 1981 102 с.

37. Оптимизация технологических параметров разработки газовых залежей на основе агрегированных моделей пласта. /Отчет по теме № 525.00.5. -М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. 76 с.

38. Основные положения по автоматизации, телемеханизации и созданию информационно-упраляющих систем предприятий добычи и подземного хранения газа. М.: РАО «Газпром». ОАО «Газавтоматика», 1997.

39. Основные результаты и перспективы решения проблем автоматизации, информатизации и метрологии на предприятиях ОАО «Газпром»: Материалы совещания Отраслевого экспертного Совета по автоматизации ОАО «Газпром». М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. -208 с.

40. Отраслевая система оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ) ЕСГ России. Общесистемные технические требования. Часть II. Требования к системам управления добычей и подземным хранением газа. -М.: ОАО «Газпром». ОАО «Газавтоматика», 1999.

41. Прилуцкий М.Х., Васильев Е.В., Костюков В.Е. Многокритериальная задача распределения производительности купола по газовым скважинам. Системы управления и информационные технологии, №3.2(29), 2007, с. 291-296.

42. Пушнов В.М., Васильев Е.В., Ващев Ю.В. Аверьянов А.Г., Ерофеев М.И. Системы и средства автоматизации объектов добычи газа. М.: Газовая промышленность, №7, 2002, с. 76-79.

43. Разработка аппаратно-программного сопряжения ЦДП с ПТС АСУ ТП Западно-Таркосалинского ГКМ. Отчет № 313-170/3.08.2002. Н.Новгород, НИИИС, 2002.

44. Разработка аппаратно-программного сопряжения ЦДП с ПТС систем управления газовыми промыслами. Отчет № 313-164-2001. -Н. Новгород. НИИИС, 2001.

45. Ремизов В.В. Энергетическая стратегия России. /Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера: Сб.науч.тр. под ред. Р.И.Вяхирева. М.: Наука, 1997, с.10-16

46. Ремизов В.В., Чикало В.Н., Чугунов Л.С., Ермилов О.М., Фесенко С.С. Оперативно-диспетчерское управление крупным газодобывающим предприятием. М.: ИРЦ Газпром Серия: Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности. 1998. -30с.

47. Репин Н.Н., Тагиев В.Г. Оптимальное управление установками комплексной подготовки природного газа. М.: Недра, 1992. -187с.

48. Романов П.Г., Курочкина М.И. Гидромеханические процессы химической технологии. Л.; Химия,1982. -288с.

49. Салихов З.С. Проблемы комплексного освоения природных ресурсов полуострова Ямал. /Повышение эффективности освоения газовыхместорождений Крайнего Севера: Сб.науч.тр. под ред. Р.И.Вяхирева. М.: Наука, 1997, с.290-298.

50. Система сбора и отображения информации с использованием ОРС и Интернет технологий. - М.: Современные технологии автоматизации №2, 2003, с. 46-51.

51. Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р,, Брянских В.Е. Оптимальное развитие систем газоснабжения. -- М., Недра, 1981.-294с.

52. Талыбов Э. О модернизации АСУ ТП установок комплексной подготовки газа в районах Крайнего Севера. М.: Современные технологии автоматизации, №2, 1998, с. 22-24.

53. Тараненко Б.Ф., Герман В.Т. Автоматическое управление газопромысловыми объектами. М.:, Недра, 1978.-213с.

54. Тетерев И.Г., Нанивский Е.М. О рациональном распределении отбора газа по скважинам. /В.сб. «Проблемы нефти и газа Тюмени», вып.21, 1974.

55. Тетерев И.Г., Шешуков Н.Л., Е.М. Нанивский Е.М. Управление процессами добычи газа. М.: Недра, 1981.

56. Технические решения по автоматизации и ИУС технологических объектов добычи и подготовки газа Комсомольского газового промысла П «Ноябрьскгаздобыча» №313/1 -71 -99

57. Технология добычи природных газов. Под редакцией А.Х. Мирзаджанзаде. М., Недра, 1987г.

58. Фихтенгольц Г.М. Основы математического анализа. Т.1. М.: Наука, 1968.

59. Фурманчук В.Т., Ващев Ю.В., Васильев Е.В. Многоуровневая информационно-управляющая система газодобывающего предприятия. -М.: Территория Нефтегаз №4, 2005, с. 10-12.

60. Центральный диспетчерский пункт (ЦДП) газодобывающего предприятия. Объем обрабатываемой информации и состав задач. Отчет № 313/1- 39 -2001. Н. Новгород, НИИИС, 2001.

61. Чикало В.Н. Автоматизация технологических процессов добычи газа. Новые решения. "Бизнес", Международный журнал менеджеров, №7, 1997.

62. Чикало В.Н. Алгоритмы автоматизированного диспетчерского управления объектами добычи газа. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2003, № 3.

63. Чикало В.Н. Информационно-управляющая система объектами энергообеспечения Ямальского газопромыслового управления. «Приборы и системы управления» №8, 1997.

64. Чикало В.Н., Григорьев Л.И., Попадько В.Е. Модель распределения производительности между УКПГ в АСДУ технологическим процессом добычи газа. «Наука и технология углеводородов», 2003, № 2.

65. Чикало В.Н., Зыбин Г.В., Денисов И.К. Бобриков Н.М., Захаров Н.А., Меньшиков В.В., Селезнев С.Б. Новые решения в создании АСУТП установок комплексной подготовки газа. «Промышленные АСУ и контроллеры», № 11, 2001.

66. Чикало В.Н., Зыбин Г.В., Денисов И.К. Бобриков Н.М., Захаров Н.А., Меньшиков В.В., Селезнев С.Б. Создание АСУТП установок комплексной подготовки газа. «Газовая промышленность», март, 2002.

67. Чикало В.Н., Тюстина Н.В. Диалоговый комплекс оценки решений при проектировании АСУТП добычи и подземного хранения газа. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. № 3-4, 2002.