RU2643884C1 - Method of automatic control of technological processes of gas and gas condensate wells - Google Patents
Method of automatic control of technological processes of gas and gas condensate wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2643884C1 RU2643884C1 RU2017102304A RU2017102304A RU2643884C1 RU 2643884 C1 RU2643884 C1 RU 2643884C1 RU 2017102304 A RU2017102304 A RU 2017102304A RU 2017102304 A RU2017102304 A RU 2017102304A RU 2643884 C1 RU2643884 C1 RU 2643884C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- bush
- well
- max
- wells
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D5/00—Protection or supervision of installations
Abstract
Description
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.The invention relates to the field of production of natural gas and gas condensate, in particular to the control of technological processes of a wellbore during gas and gas condensate production, with the determination and maintenance of the maximum pressure value provided by the technological regime in the gas collector and in the loop coming from the bush, subject to preset operating modes of each well of a given bush.
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.A known system for automatically maintaining pressure on a wellbore, including control devices and pressure sensors [patent for utility model RU 62656, publ. 04/27/2007]. The disadvantage of this method, which is the basis for the functioning of this system, is that it does not take into account the features of the operation of gas condensate field wells, in particular, when controlling the technological process, there is no control of gas flow for each well, accordingly, there is no possibility of observing geological restrictions on the well flow.
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.The closest in technical essence to the claimed invention is a system of adaptive automatic control of the productivity of a gas well cluster, including PID gas flow controllers connected to the wells and connected to the input with gas flow sensors, and the output to the actuators of the wells, capacity controllers and a gas pressure regulator in gas collector of a wellbore [patent for invention RU No. 2559268, publ. 08/10/2015]. A significant drawback of this system is that it, like the previous system, does not take into account the features of the operation of gas condensate fields, in particular, it is not possible to automatically determine and maintain the maximum pressure value in the common reservoir of the well, taking into account the geological and technological limitations of each well ( maximum and minimum boundaries of flow rates, pressures and valve positions of regulators). Also in the specified invention there is no possibility of automatic load balancing across all the wells in the cluster involved in the regulation process.
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.The problem to which the present invention is directed, is to automatically maintain the maximum pressure value in the plume of the gas and gas condensate well bush provided by the technological mode to ensure stable and most efficient operation of technological processes at the complex gas treatment unit (GPP), subject to the specified geological conditions the work of each well of the bush.
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;When using the claimed technical solution, the task is solved by achieving a technical result, which consists in automatically determining and maintaining the maximum pressure in the gas collector of the gas and gas condensate well cluster (CCGS) and is provided for by the technological mode;
автоматическое распределение нагрузки между скважинами куста, участвующими в процессе регулирования, пропорционально геологическим возможностям скважин по давлению;automatic load distribution between the wells of the cluster participating in the regulation process, in proportion to the geological capabilities of the wells in pressure;
автоматическая защита технологических режимов скважин, не допускающая выхода параметров скважин за установленные максимальные и минимальные ограничения работы скважин;automatic protection of technological regimes of wells, which does not allow well parameters to go beyond the established maximum and minimum limitations of well operation;
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.automatic stabilization of the operation of the cluster of gas and gas condensate wells (CGS) by minimizing the effect of the resulting deviations in pressure in the reservoir of the cluster of these wells during their operation.
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,The specified technical result is achieved by the fact that in the method, by means of an automatic control system for a gas well cluster (ACS KGS) by means of PID gas pressure regulators, the maximum value of the gas pressure P bush_f in the gas reservoir of the well cluster provided by the process mode is constantly maintained by controlling the valves of each well regulator . To do this, the found maximum pressure P bush for the gas reservoir of the KKGS well cluster is fed to the input of the PID controllers tasks, and the value from the pressure sensor installed in the gas collection manifold of the well bush P bush_f is fed to the feedback input of the PID controllers. For each well, the integral and differential coefficients are determined, which are introduced into the PID controllers when they are tuned. A search is made for the maximum pressure value for KKGS R bush taking into account the boundary values - the maximum and minimum values of flow rates and pressures in each well, which are determined during periodic gas-hydrodynamic studies of the wells. Next, they search for the maximum pressure in the CCGS. To do this, the operator of the gas treatment unit in the remote control of the CGS, changing the position of each valve of the regulator of the CG, creates such a pressure in the CGS at which the geological parameters of the wells (flow and pressure) will be between the maximum and minimum restrictions. In this case, the pressure will be closer to the minimum, and the flow rate closer to the maximum, and this pressure in the KCHS is taken as the initial set point for maintaining the pressure in the KCHS R bush_for PID controllers. Further, this setting is increased by a value (ΔP) equal to 0.5 ÷ 1% of P bush_nach ,
Ркуст = Ркуст_нач + ΔРP bush = P bush_nach + ΔP
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,and, when in the process of PID control the pressure in the CCGS reaches the preset value of the P bush , the next increase in the P bush by ΔР is made and this process continues until one of the wells in the bush reaches a limit on its minimum pressure or maximum flow rate, or according to the upper position of КР, and this value of the found pressure in the reservoir of gas well cluster Р bush_max , minus the safety factor (ΔР cor ), equal to 1 ÷ 3% of Р bush_max , is taken as the maximum pressure - set point Р bush in this KCHS ,
Ркуст = Ркуст_макс - ΔРкор.P = P kust_maks bush - .DELTA.P core.
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],ACS KGS constantly redistributes the load between the wells in the well in proportion to the geological capabilities of the wells by pressure by continuously calculating the proportionality coefficients K p_s [i] for each well, the values of which are a linear function of the pressure in the wells P wells [i] ,
Кп_c[i] = ƒ(Рскваж[i]),To p_c [i] = ƒ (P wells [i] ),
которую представляют в виде соотношения полученных ограничений и контролируемых величинwhich is represented as the ratio of the obtained restrictions and controlled values
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],K p_c [i] = (P bc [i] - P min_s [i] ) ÷ (P max_s [i] - P min_s [i] ) × (K p_max_s [i] - K p_min_s [i] ) + K p_min_c [i]
с учетом следующих условий:subject to the following conditions:
если Кп_c[i] < Кп_мин_c[i], тоif K p_c [i] <K p_min_c [i] , then
Кп_c[i] := Кп_мин_c[i],To p_c [i] : = To p_min_c [i] ,
если Кп_с[i] > Кп_макс_с[i], тоif K p_s [i] > K p_max_s [i] , then
Кп_c[i] := Кп_макс_с[i],To p_c [i] : = To p_max_s [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.where i is the well number; P wells [i] - current pressure at the wellhead; P min_c [i] is the minimum pressure at the wellhead; P max_s [i] - maximum pressure at the wellhead; To p_min_s [i] - the minimum values of the proportionality coefficients of the PID controllers, at which the control valves of the KR cease to move; To p_max_s [i] are the proportionality coefficients of the PID controllers, at which the control valves KR move with maximum increments.
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:ACS KGS for each well in the cluster constantly monitors the correspondence of its technological process to the boundaries (its limitations) in terms of pressure, flow rate and position of the regulator valve, and in a situation when the wells are operating normally - without going beyond the established boundaries, one input of tasks of the PID regulators for all assignment setpoint pressure bush F [i], and in the event parameters of at least one well beyond the prescribed predetermined process mode, to return to the specified range ACS CFSs corrects ve Ichin pressure setpoint P bush in RCSC [i] as follows:
- 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,- if the current flow rate F borehole [i] in one of the wells exceeds the maximum geological limit value F borehole [i] > F max_well [i] , then the self-propelled guns reduce the pressure setpoint P bush [i] for this well by a value depending on flow deviation values, according to the following algorithm,
Fоткл_макс[i] = Fмакс_с[i] - Fскв[i],F off_max [i] = F max_s [i] - F well [i] ,
если Fоткл_макс[i] < 0, тоif F off max [i] <0, then
Ркуст[i] = Ркуст[i] - (Ккор_F[i] × ⎪Fоткл_макс[i]⎪),P bush [i] = P bush [i] - (To cor_F [i] × ⎪F off_max [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,where i is the well number; F max_c [i] - maximum costs at the wellhead; F SLE [i] - current costs at the wellhead; To core_F [i] - the coefficients selected when setting the self-propelled guns KGS,
- 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,- if the current flow rate F bore [i] in one of the wells is less than the minimum geological constraint F bore [i] <F min_sec [i] , then the ACS KGS increases the pressure setpoint P bush [i] for this well by a value depending on flow deviation values, according to the following algorithm,
Fоткл_мин[i] = Fскв[i] - Fмин_c[i],F off_min [i] = F well [i] - F min_c [i] ,
если Fоткл_мин[i] < 0, тоif F off_min [i] <0, then
Ркуст[i] = Ркуст[i] + (Ккор_F[i] × ⎪Fоткл_мин[i]⎪),P bush [i] = P bush [i] + (To box_F [i] × ⎪F off_min [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,where i is the well number; F min_s [i] - the minimum cost at the wellhead, provided for by the technological regime; F SLE [i] - current costs at the wellhead; To core_F [i] - the coefficients selected when setting the self-propelled guns KGS,
- 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,- if the current P rms [i] the pressure in one of the bush holes exceeds the maximum geological constraints P wells [i]> F maks_skv [i], the ACS CSC produce an increase in pressure setpoint P bush [i] for the given well value depending from the pressure deviation, according to the following algorithm,
Роткл_макс[i] = Рмакс_с[i] - Рскв[i],P off_max [i] = P max_s [i] - P bore [i] ,
если Роткл_макс[i] < 0, тоif P off max [i] <0, then
Ркуст[i] = Ркуст[i] + (Ккор_P[i] × ⎪Роткл_макс[i]⎪),P bush [i] = P bush [i] + (To the box_P [i] × ⎪ Р off_max [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,where i is the well number; P max_s [i] - maximum pressure at the wellhead; R SLE [i] - pressure at the wellhead; To Kor_P [i] - the coefficients selected when setting the self-propelled guns KGS,
- 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,- if the pressure P bore [i] in one of the wells in the well is less than the minimum geological constraint P bore [i] <P min_sq [i] , then the self-propelled guns reduce the pressure set point P bore [i] for this well by a value depending on pressure deviation values, according to the following algorithm,
Роткл_мин[i] = Рскв[i] - Рмин_с[i],P off_min [i] = P bore [i] - P min_s [i] ,
если Роткл_мин[i] < 0, тоif P off_min [i] <0, then
Ркуст[i] = Ркуст[i] - (Ккор_P[i] × ⎪Роткл_мин[i]⎪),P bush [i] = P bush [i] - (To cor_P_P [i] × ⎪Р off_min [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.where i is the well number; P min_c [i] - minimum pressure at the wellhead; R SLE [i] - current pressure at the wellhead; To Kor_P [i] - coefficients selected when setting the ACS KGS, and in a situation when the position of the valve of the regulator reaches the limit of the position limit, the ACS KGS disconnects it from the PID controller and fixes it in the corresponding value of the position limit.
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:ACS KGS constantly monitors the deviation ΔР - the actual pressure in KKGS P bush_f from the setpoint P bush and adjusts the proportionality coefficients of the PID well regulators K p_c [i] depending on the magnitude and direction of the pressure deviation ΔР as follows:
- 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];- if the pressure in KKGS P bush_f is greater than the setpoint P bush_f > P bush , then the self-propelled guns KGS changes K p_s [i] upward for those wells whose pressure is closer to the minimum pressure limit in the well P min_s [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];- if the pressure in KKGS P bush_f is less than the setpoint P bush_f <P bush , then the self-propelled guns KGS changes K p_s [i] upward for those wells whose pressure is closer to the maximum pressure limit in the well P max_s [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,- if the calculated K p_s [i] is greater than the maximum value of the proportional coefficient K p_max_c [i] , then the self-propelled guns of KGS for K p_s [i] takes K p_max_s [i]] according to the following algorithm,
ΔР = Ркуст_ф - Ркуст,ΔP = P bush_f - P bush ,
ΔКп_вверх_с[i] = Кп_макс_с[i] - Кп_с[i],ΔK p_up_s [i] = K p_max_s [i] - K p_c [i] ,
ΔКп_вниз_ [i] = Кп_с[i] - Кп_мин_с[i],ΔK p_down_ [i] = K p_s [i] - K p_min_s [i] ,
если ΔР=0, тоif ΔP = 0, then
Кп_c[i] = Кп_c[i],To p_c [i] = To p_c [i] ,
если ΔР<0, тоif ΔP <0, then
Кп_c[i] = Кп_c[i] + (ΔКп_вниз_с[i] × |ΔР|),To p_c [i] = To p_c [i] + (ΔK p_down_s [i] × | ΔP |),
если ΔР>0, тоif ΔP> 0, then
Кп_c[i] = Кп_c[i] + (ΔКп_вверх_c[i] × |ΔР|),To p_c [i] = To p_c [i] + (ΔK p_up_c [i] × | ΔP |),
если Кп_c[i] > Кп_макс_c[i], тоif K p_c [i] > K p_max_c [i] , then
Кп_c[i] = Кп_макс_с[i],To p_c [i] = To p_max_s [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.where i is the well number; To p_max_c [i] are the proportionality coefficients of the PID controllers, at which the control valves KR move with maximum increments; To p_min_s [i] - the minimum values of the proportionality coefficients of the PID controllers, at which the control valves KR will stop moving.
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.In the event of a situation when all the wells in the cluster are in the zone of restrictions on pressure, flow rate or position of the control valve, the control system self-regulating control system stops the control actions from the PID controllers on the control valves with a message to the automated control system of the technological processes of the gas treatment plant about the impossibility of maintaining pressure in the gas compressor station .
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.The causal relationship between the specified technical result and the essential features of the invention is as follows. Using the results of hydrodynamic studies and field data for all wells, an automatic gas well cluster control system (ACS KGS) is set up, which ensures the automatic determination and maintenance of the maximum pressure value in the gas reservoir of the well cluster during operation. At the same time, automatic distribution of the load between the wells of the well is implemented in proportion to their geological capabilities in terms of pressure, automatic protection of the technological modes of the wells is ensured, which does not allow the well parameters to exceed the set maximum and minimum restrictions, the work of the well cluster is automatically stabilized by minimizing the effect of significant pressure deviations occurring in the reservoir a cluster of these wells during its operation. The inventive combination of actions provides automatic control of the technological processes of a cluster of gas and gas condensate wells, fully takes into account the individual characteristics of the operation of wells of gas condensate fields, which can significantly increase the efficiency of using the capabilities of each cluster of gas wells. The information load on operational personnel is also significantly reduced, which increases its effectiveness in decision-making.
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).The invention is illustrated by illustrative materials, where in FIG. 1 shows an enlarged structural diagram of a cluster of gas and gas condensate wells; FIG. 2 shows a structural block diagram of a system for automatic control of a cluster of gas and gas condensate wells (ACS KGS).
На фиг. 1 и фиг. 2 использованы следующие обозначения:In FIG. 1 and FIG. 2 the following notation is used:
1 - САУ КГС;1 - self-propelled guns KGS;
2 - газовая или газоконденсатная скважина;2 - gas or gas condensate well;
3 - датчик расхода на устье скважины (FE);3 - flow sensor at the wellhead (FE);
4 - датчик давления на устье скважины (РТ);4 - pressure sensor at the wellhead (RT);
5 - клапан регулятор (КР);5 - valve regulator (KR);
6 - датчик давления в газосборном коллекторе куста скважин (РТ);6 - pressure sensor in the gas reservoir of the wellbore (RT);
7 - газосборный коллектор куста скважин (ККГС);7 - gas gathering wellbore collector (KKGS);
8 - шлейф от куста скважин до УКПГ;8 - a loop from a well cluster to a gas treatment facility;
9 - вход сигнала датчика 6 контроля давления в коллекторе ККГС 7;9 - signal input of the sensor 6 pressure control in the collector KKGS 7;
10 - выходной управляющий сигнал САУ КГС на клапан-регулятор (КР) 5 (индивидуальный для КР каждой скважины куста);10 - output control signal of self-propelled guns KGS to the valve-regulator (KP) 5 (individual for KP each well of the cluster);
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;11 is a block for determining restrictions on the provisions of KP 5 (individual for each well of the cluster), the principle of operation and implementation of this block is described below in paragraphs d and e;
12 - программно реализованный ПИД-регулятор;12 - software-implemented PID controller;
13 - вход сигнала с датчика 4 контроля давления на устье скважины 2 (индивидуальный для каждой скважины куста);13 - signal input from the pressure monitoring sensor 4 at the wellhead 2 (individual for each well in the cluster);
14 - блок расчета коэффициента пропорциональности (индивидуальный для каждой скважины куста), принцип работы и реализация данного блока описывается ниже в пунктах б и д;14 is a block for calculating the proportionality coefficient (individual for each well in the well), the principle of operation and implementation of this block is described below in paragraphs b and d;
15 - вход для ввода оператором УКПГ задания максимального и минимального значения коэффициента пропорциональности (индивидуальный для каждой скважины куста);15 - input for input by the operator of the gas treatment plant to set the maximum and minimum values of the coefficient of proportionality (individual for each well in the cluster);
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;16 is a block for the correction of the coefficient of proportionality when the pressure deviates from the maximum value of the reservoir 7 of the CCGS (individual for each well in the well), the principle of operation and implementation of this block is described below in paragraph d;
17 - вход для ввода оператором УКПГ задания максимального и минимального значения давления в скважине 2 (индивидуальный для каждой скважины куста);17 - input for entering by the operator of the gas treatment plant the task of setting the maximum and minimum pressure values in well 2 (individual for each well in the cluster);
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;18 is a correction block of the SP setpoint for the PID controller when the gas pressure at the
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;19 is a correction block of the SP setpoint for the PID controller when deviations of the gas flow rate of well 2 beyond the limits (individual for each well of the wellbore), the principle of operation and implementation of this unit is described below in paragraph g;
20 - вход для ввода оператором УКПГ задания максимального и минимального расхода газа скважины 2 (индивидуальный для каждой скважины куста);20 - input for entering by the operator of the gas treatment plant the task of the maximum and minimum gas flow rate of well 2 (individual for each well of the cluster);
21 - вход сигнала с датчика 3 контроля расхода газа скважины 2 (индивидуальный для каждой скважины куста);21 - input signal from the
22 - блок поиска максимального значения давления в коллекторе 7 ККГС;22 - block search for the maximum pressure in the reservoir 7 KKGS;
23 - вход для ввода оператором УКПГ задания максимального и минимального положения КР 5 (индивидуальный для каждой скважины куста).23 - input for entering by the operator of the gas treatment unit the task of setting the maximum and minimum position of CR 5 (individual for each well of the cluster).
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.As blocks, measuring instruments, valves, standard means were used. The blocks for calculations and PID controllers specified in the application are implemented on the basis of a programmable logic controller (PLC) of the control point (KP) of the KGS 1 telemechanics systems, and standardized programming languages IEC (IEC) standard IEC61131-3 are used to implement the described method .
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).A cluster of gas and gas condensate wells includes
Посредством САУ КГС 1 реализуют автоматическое управление кустом газовых скважин, следующим образом:Through self-propelled guns KGS 1 implement automatic control of a cluster of gas wells, as follows:
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].a) constantly maintain the maximum value of the gas pressure in the CCGS 7. For this, the
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.The search for the maximum pressure value for KKGS 7 P bush conducts
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. задаютBefore starting the CGS self-propelled guns to work, the
Ркуст = Ркуст_нач + ΔРP bush = P bush_nach + ΔP
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. уставкуWhen in the process of PID control, the pressure in KKGS 7 reaches a predetermined value of the P bush , produce the next increase in P bush by ΔP. This process is continued until one of the wells in the cluster reaches a limit on the minimum pressure for it, or on the maximum flow rate, or on the upper position of the compressor set at
Ркуст = Ркуст_макс - ΔРкор;P = P bush kust_maks -? P of the armature;
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.b) constantly redistribute the load between the wells of the cluster in proportion to the geological capabilities of each well in terms of pressure. For this, block 14, individual for each well, continuously calculates the proportionality coefficient K p_s [i] of the PID controller 12 of
Кп_c[i] = ƒ(Рскв[i]),To p_c [i] = ƒ (P wells [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],To p_c [i] = (P bore [i] - P min_s [i] ) ÷ (P max_s [i] - P min_s [i] ) × (K p_max_s [i] - K p_min_s [i] ) + K p_min_s [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.where i is the well number; R SLE [i] - current pressure at the wellhead; P min_s [i] - the minimum pressure at the wellhead, set at the
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;The higher the pressure in the well, the signal of which is
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.d) for each well 2, it is constantly monitored that its technological process meets its boundaries (its limitations) in terms of pressure, flow rate and position of KP 5. It is not allowed to go beyond the limitations of any of the parameters in terms of pressure, flow rate or position of KP 5. For this, blocks 3 self-propelled guns KGS 1, individual for each well, continuously monitor and do not allow the well parameters to go beyond the established limits set at the
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:In a situation where the wells are operating normally, without parameters beyond the boundary, set at the
- 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- if the current flow rate F SLE [i] entering the
Fскв[i] > Рмакс_с[i],F well [i] > P max_s [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.then block 19 reduces the pressure setpoint SP pressure P bush [i] for the
Fоткл_макс[i] = Fмакс_с[i] - Fскв[i],F off_max [i] = F max_s [i] - F well [i] ,
- если Fоткл_макс[i] < 0, то- if F off max [i] <0, then
Ркуст[i] = Ркуст[i] - (Ккор_F[i] × |Fоткл_макс[i]|),P bush [i] = P bush [i] - (To box_F [i] × | F off_max [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;where i is the well number; F max_c [i] - the maximum cost at the wellhead, specified at the
- 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- if the current flow rate F SLE [i] entering the
Fскв[i] < Fмин_c[i],F well [i] <F min_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.then block 19 produces an increase in the setpoint SP of pressure P bush [i] for the
Fоткл_мин[i] = Fскв[i] - Fмин_с[i],F off_min [i] = F well [i] - F min_s [i] ,
если Fоткл_мин[i] < 0, тоif F off_min [i] <0, then
Ркуст[i] = Ркуст[i] + (Ккор_F[i] × |Fоткл_мин[i]|),P bush [i] = P bush [i] + (To box_F [i] × | F off_min [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;where i is the well number; F min_c [i] - the minimum cost at the wellhead, specified at the
- 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- if the current pressure P bore [i] entering the
Рскв[i] > Рмакс_с[i],P bcc [i] > P max_s [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.then block 18 increases the pressure setpoint SP pressure P bush [i] for the
Роткл_макс[i] = Рмакс_c[i] - Рскв[i],P off_max [i] = P max_c [i] - P bore [i] ,
если Роткл_макс[i] < 0, тоif P off max [i] <0, then
Ркуст[i] = Ркуст[i] + (Ккор_P[i] × |Роткл_макс[i]|),P bush [i] = P bush [i] + (To cor_P_P [i] × | P off_max [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;where i is the well number; P max_c [i] - maximum pressure at the wellhead, set at the
- 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- if the current pressure P bore [i] , arriving at the
Рскв[i] < Рмин_с[i],R well [i] <P min_s [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.then block 18 reduces the pressure setpoint SP P bush [i] for the
Роткл_мин[i] = Рскв[i] - Рмин_с[i],P off_min [i] = P bore [i] - P min_s [i] ,
если Роткл_мин[i] < 0, тоif P off_min [i] <0, then
Ркуст[i] = Ркуст[i] - (Ккор_P[i] × |Роткл_мин[i]|),P bush [i] = P bush [i] - (To box_P [i] × | P off_min [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.where i is the well number; P min_s [i] - the minimum pressure at the wellhead, set at the
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;In a situation where the position of the control switch extends beyond the boundary at the position specified at
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:d) constantly monitor the deviation ΔР of the actual pressure P bush_f in KKGS 7 from the found setpoint P bush and adjust the proportional coefficients of the PID well regulators K p_c [i] depending on the magnitude and direction of the pressure deviation ΔР. To do this, block 16 self-propelled guns KGS 1, individual for each well, constantly monitors the deviation ΔР of the actual pressure in KKGS 7 received at the
- если давление в ККГС 7 Ркуст_ф больше уставки Ркуст, рассчитанной блоком 22- if the pressure in KKGS 7 P bush_f is greater than the setpoint P bush calculated by
Ркуст_ф > Ркуст,R bush_f > R bush ,
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,then block 16 changes K p_s [i] upwards for those
- если давление в ККГС 7 Ркуст_ф меньше уставки Ркуст, рассчитанной блоком 22- if the pressure in KKGS 7 P bush_f is less than the setpoint P bush calculated by
Ркуст_ф < Ркуст,P bush_f <P bush ,
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;then block 16 changes K p_s [i] upwards for those
- 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].- if the calculated in block 16 K p_s [i] is obtained more than the maximum value of the proportionality coefficient K p_max_s [i] specified at
ΔР = Ркуст_ф - Ркуст,ΔP = P bush_f - P bush ,
ΔКп_вверх_c[i] - Кп_макс_с[i] - Кп_с[i],ΔK p_up_c [i] - K p_max_s [i] - K p_c [i] ,
ΔКп_вниз_[i] = Кп_c[i] - Кп_мин_c[i],ΔK p_down_ [i] = K p_c [i] - K p_min_c [i] ,
если ΔР=0, тоif ΔP = 0, then
Кп_c[i] = Кп_с[i],K p_c [i] = K p_c [i] ,
если ΔР<0, тоif ΔP <0, then
Кп_c[i] = Кп_с[i] +(ΔКп_вниз_с[i] × |ΔР|),To p_c [i] = To p_c [i] + (ΔK p_down_s [i] × | ΔP |),
если ΔР>0, тоif ΔP> 0, then
Кп_c[i] = Кп_c[i] + (ΔКп_вверх_с[i] × |ΔР|),To p_c [i] = To p_c [i] + (ΔK p_up_s [i] × | ΔP |),
если Кп_c[i] > Кп_макс_c[i], тоif K p_c [i] > K p_max_c [i] , then
Кп_с[i] = Кп_макс_c[i],K p_s [i] = K p_max_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;where i is the well number; To p_max_s [i] are the proportionality coefficients of the
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.f) when a situation occurs when all the wells in the cluster have entered the zone of restrictions on pressure, flow rate or position of KR 5 set at the
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.ACS KGS 1 is one of the subsystems of the telemechanics system, implemented on the basis of the PLC, for gas and gas condensate well clusters, and communication between it and the ACS TP UKPG is supported through telemechanics systems.
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.The proposed method for automatic control of the technological processes of a cluster of gas and gas condensate wells fully takes into account the features of the operation of wells of gas condensate fields, which can significantly increase the efficiency of using the capabilities of each cluster of gas and gas condensate wells. The information load on operational personnel is also significantly reduced, which increases its effectiveness in decision-making. The claimed invention can be widely used in other existing and newly developed gas condensate fields of the Russian Federation.
Claims (52)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017102304A RU2643884C1 (en) | 2017-01-25 | 2017-01-25 | Method of automatic control of technological processes of gas and gas condensate wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017102304A RU2643884C1 (en) | 2017-01-25 | 2017-01-25 | Method of automatic control of technological processes of gas and gas condensate wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2643884C1 true RU2643884C1 (en) | 2018-02-06 |
Family
ID=61173748
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017102304A RU2643884C1 (en) | 2017-01-25 | 2017-01-25 | Method of automatic control of technological processes of gas and gas condensate wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2643884C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2709045C1 (en) * | 2019-01-09 | 2019-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit |
CN111142373A (en) * | 2019-12-31 | 2020-05-12 | 武汉天之渌科技有限公司 | Flow control method and device based on intelligent metering valve |
RU2743685C1 (en) * | 2020-07-07 | 2021-02-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Method for intellectualization of gas and gas-condensate fields |
RU2760834C1 (en) * | 2021-03-22 | 2021-11-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic maintenance of gas consumption of integrated gas treatment plants in the arctic regions |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3014490A (en) * | 1957-12-26 | 1961-12-26 | John U Morris | Fluid control system and apparatus |
US3993100A (en) * | 1974-04-29 | 1976-11-23 | Stewart & Stevenson Oiltools, Inc. | Hydraulic control system for controlling a plurality of underwater devices |
RU62656U1 (en) * | 2006-12-05 | 2007-04-27 | Открытое акционерное общество "НПО "Промавтоматика" | SYSTEM OF AUTOMATIC PRESSURE SUPPORT ON A WELL OF WELLS (OPTIONS) |
RU2559268C1 (en) * | 2014-02-12 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" (ООО "Газпром добыча Ноябрьск) | Adaptive control system for productivity of gas well pad |
-
2017
- 2017-01-25 RU RU2017102304A patent/RU2643884C1/en active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3014490A (en) * | 1957-12-26 | 1961-12-26 | John U Morris | Fluid control system and apparatus |
US3993100A (en) * | 1974-04-29 | 1976-11-23 | Stewart & Stevenson Oiltools, Inc. | Hydraulic control system for controlling a plurality of underwater devices |
RU62656U1 (en) * | 2006-12-05 | 2007-04-27 | Открытое акционерное общество "НПО "Промавтоматика" | SYSTEM OF AUTOMATIC PRESSURE SUPPORT ON A WELL OF WELLS (OPTIONS) |
RU2559268C1 (en) * | 2014-02-12 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" (ООО "Газпром добыча Ноябрьск) | Adaptive control system for productivity of gas well pad |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2709045C1 (en) * | 2019-01-09 | 2019-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit |
CN111142373A (en) * | 2019-12-31 | 2020-05-12 | 武汉天之渌科技有限公司 | Flow control method and device based on intelligent metering valve |
RU2743685C1 (en) * | 2020-07-07 | 2021-02-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Method for intellectualization of gas and gas-condensate fields |
RU2760834C1 (en) * | 2021-03-22 | 2021-11-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic maintenance of gas consumption of integrated gas treatment plants in the arctic regions |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2643884C1 (en) | Method of automatic control of technological processes of gas and gas condensate wells | |
RU2709044C1 (en) | Method of automatic control of capacity of installation of low-temperature gas separation in conditions of extreme north | |
CA2994185C (en) | Batch change control for variable speed driven centrifugal pumps and pump systems | |
WO2018136275A1 (en) | Automatic control of production and injection wells in a hydrocarbon field | |
CN103115243A (en) | Control equipment and control method of natural gas pipeline dispatching electric control valve | |
US20190277119A1 (en) | Flow Control System and Method | |
US20210055712A1 (en) | Plant operation condition setting assistance system, learning device, and operation condition setting assistance device | |
AU740349B2 (en) | Adaptive system for predictive control of district pressure regulators | |
JP2014178853A (en) | Control parameter adjustment method, control parameter adjustment method and control parameter setting device | |
CN102414636A (en) | Multivariable model predictive control for coalbed gas production | |
CN106163682A (en) | System and method for the distributed AC servo system of multiple well heads | |
RU2709045C1 (en) | Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit | |
KR20130095405A (en) | Apparatus and method for rule-based control according to process state diagnosis at wastewater treatment plants | |
RU2649157C2 (en) | System and method of control and management of natural gas pressure within multiple sources | |
RU2344339C1 (en) | Method of gas field technological processes control | |
CN104675686A (en) | Automatic adjusting method of water supply pressure | |
CN112597430B (en) | Operation parameter optimization method for complex rectifying tower | |
EP3327292A1 (en) | Method of controlling a water reservoir supply pump arrangement and water reservoir supply pump arrangement | |
RU2578297C1 (en) | Method and device for regulation of automatic pressure control system (apcs) in the main pipeline for transferring oil products | |
AU2012216693B2 (en) | Setting the value of an operational parameter of a well | |
US5831850A (en) | Method and device for control over an admissable range with contextual anticipation using fuzzy logic | |
CN105201455A (en) | Automatic throttling regulation and control system based on internet information and applied to shale gas mining wellhead | |
US20190044166A1 (en) | Pressure control system, fuel cell assembly and use of said control system | |
CN111650829A (en) | Embedded PID module parameter adjusting method, system and device based on artificial intelligence | |
RU2760834C1 (en) | Method for automatic maintenance of gas consumption of integrated gas treatment plants in the arctic regions |