RU2682819C1 - Способ и система управления режимами эксплуатации подземного хранилища газа - Google Patents
Способ и система управления режимами эксплуатации подземного хранилища газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2682819C1 RU2682819C1 RU2018122112A RU2018122112A RU2682819C1 RU 2682819 C1 RU2682819 C1 RU 2682819C1 RU 2018122112 A RU2018122112 A RU 2018122112A RU 2018122112 A RU2018122112 A RU 2018122112A RU 2682819 C1 RU2682819 C1 RU 2682819C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas storage
- ugs
- technological
- geological
- underground
- Prior art date
Links
- 238000003860 storage Methods 0.000 title claims abstract description 90
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000004886 process control Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 11
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 11
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 9
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 7
- 230000008520 organization Effects 0.000 claims description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 3
- 238000012800 visualization Methods 0.000 claims description 3
- 230000010354 integration Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 94
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 10
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 6
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 230000002354 daily effect Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000003278 mimic effect Effects 0.000 description 1
- 230000001343 mnemonic effect Effects 0.000 description 1
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 1
- 238000013139 quantization Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
- B65G—TRANSPORT OR STORAGE DEVICES, e.g. CONVEYORS FOR LOADING OR TIPPING, SHOP CONVEYOR SYSTEMS OR PNEUMATIC TUBE CONVEYORS
- B65G5/00—Storing fluids in natural or artificial cavities or chambers in the earth
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06G—ANALOGUE COMPUTERS
- G06G7/00—Devices in which the computing operation is performed by varying electric or magnetic quantities
- G06G7/48—Analogue computers for specific processes, systems or devices, e.g. simulators
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к системе и способу управления режимами эксплуатации подземного хранилища газа (ПХГ) в составе интегрированной автоматизированной системы управления технологическими процессами ПХГ и предназначена для поддержки персонала диспетчерской и геологической служб управления ПХГ при принятии оперативных решений по режимам эксплуатации ПХГ и его отдельных скважин. Система управления режимами ПХГ взаимодействует с автоматизированными системами управления технологическими процессами, установленными на ПХГ, и осуществляет в реальном времени сбор информации от данных систем в объеме, необходимом для актуализации постоянно действующей геолого-технологической 3D модели и последующей поддержки принятия решений по режиму работы ПХГ. Способ управления режимами включает в себя: интеграцию системы управления режимами ПХГ с интегрированной автоматизированной системой управления технологическими процессами ПХГ для актуализации моделей наземного и подземного комплексов; актуализацию постоянно действующей геолого-технологической 3D модели подземного хранилища газа; обеспечение выбора оптимального режима ПХГ с точки зрения подземного комплекса; обеспечение выбора оптимального режима ПХГ с точки зрения наземного комплекса; оценку возможности подачи газа в магистральный газопровод; выдачу рекомендаций диспетчеру и геологу по возможности выполнения диспетчерского задания и по режимам работы оборудования ПХГ. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Группа изобретений относится к системе и способу управления режимами эксплуатации подземного хранилища газа (ПХГ) в составе интегрированной автоматизированной системы управления технологическими процессами ПХГ и предназначена для поддержки персонала диспетчерской и геологической служб управления ПХГ при принятии оперативных решений по режимам эксплуатации ПХГ и его отдельных скважин.
По настоящее время при выдаче рекомендаций диспетчеру по работе скважин и ПХГ с целью обеспечения директивы, поступившей от центральной производственно-диспетчерской службы, использовались исключительно оценка фактической эксплуатации ПХГ и использование индикаторных кривых эксплуатации скважин и ПХГ в целом.
Например, известен способ оптимизации технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин (патент на изобретение РФ № 2607326, опубл. 10.01.2017), включающий считывание данных с серверов автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) датчиками телеметрии и телемеханики, загрузку и хранение их в базе данных, конструкции скважин и результатов исследований скважин, конструкции газосборной сети, моделирование пластового давления в зонах расположения скважин с использованием гидродинамической модели месторождения или аппроксимационных моделей кустов скважин, которое осуществляют по данным планируемых и фактических отборов газа (по данным телеметрии), загрузку получаемых результатов в базу данных, которые используют для проведения адаптации модели системы внутрипромыслового сбора газа по фактическим данным эксплуатации, на основе которой оптимизируют параметры работы скважин и шлейфов, обеспечивая выполнение заданных целевых условий и соблюдение технологических ограничений, и, учитывая их, проводят установку указанных параметров методом ручного регулирования или с использованием средств телемеханики. АСУ ТП интегрируют с программным комплексом, который имеет в своем составе модели пластовой системы, системы внутрипромыслового сбора газа и численный алгоритм расчета технологического режима работы скважин, обеспечивающий определение оптимального распределения отборов по фонду скважин. АСУ ТП с помощью этого программного комплекса периодически, с шагом квантования, который задается с учетом истории эксплуатации промысла, проводит проверку совпадения фактических измеряемых параметров функционирования промысла с их расчетными значениями. В случае выявления расхождения при сравнении контролируемых параметров с их расчетными значениями на величину, превышающую предельно допустимые значения, АСУ ТП осуществляет регулирующие воздействия на промысел с одновременным запуском интегрированного программного комплекса. Используя его, АСУ ТП методом итераций приводит промысел в состояние, при котором разность фактических и расчетных значений параметров его эксплуатации укладывается в допустимые технологическими ограничениями пределы.
Современные темпы развития автоматизации производства и эксплуатации ПХГ выдвигают новые требования к темпам принятии оперативного решения по выбору оптимального режима работы ПХГ и скважин. Возникла потребность разработать новый способ управления режимами эксплуатации ПХГ с помощью современных методов и технологий, а также использования 3-х мерного моделирования для решения геологических задач непосредственно на объектах ПХГ. С этой целью разработана система управления режимами, в основу которой заложен способ автоматизированного управления режимами скважин и ПХГ, учитывающий ограничения подземных объектов ПХГ и пропускные возможности наземной сети сбора газа.
Задачей настоящего изобретения является разработка способа и системы управления режимами эксплуатации объектов ПХГ на базе постоянно действующей геолого-технологической 3D модели пласта и наземной части технологического оборудования ПХГ для определения производительности и оптимизации режимов эксплуатации объектов с учетом ограничений поверхностных сетей сбора газа.
Технический результат заявляемой группы изобретений заключается в повышении эффективности эксплуатации ПХГ за счет увеличения темпов принятия оперативного решения по выбору оптимального режима работы ПХГ и скважин при применении постоянно действующей геолого-технологической 3D модели.
Технический результат достигается благодаря тому, что способ управления режимами эксплуатации подземного хранилища газа (ПХГ) включает в себя сбор и обработку данных о параметрах эксплуатации хранилища газа с серверов автоматизированной системы управления технологическими процессами, с датчиков телеметрии и телемеханики, моделирование геолого-технологических режимов эксплуатации, мониторинг состояния подземного хранилища газа, архивирование и обработку данных, управление режимами в соответствии с заданными параметрами, при этом моделирование геолого-технологических режимов эксплуатации осуществляют путем создания постоянно действующей геолого-технологической 3D модели подземного хранилища газа, актуализируют постоянно действующую геолого-технологическую 3D модель подземного хранилища газа с учетом данных мониторинга состояния подземного хранилища газа, формируют рекомендации по геолого-технологическому режиму при отборе газа из подземного хранилища газа и при закачке газа в подземное хранилище газа, исполняют рекомендации с помощью системы управления режимами, осуществляют контроль исполнения рекомендаций, при этом постоянно действующая геолого-технологическая ЗD модель состоит из трехмерной гидродинамической модели объектов ПХГ, гидродинамического трёхмерного многофазного симулятора, настроек ограничений по объектам ПХГ и скважинам, описания газосборной сети ПХГ.
В качестве геолого-технологических параметров выбирают расход газа по скважинам, расход газа по газорегуляторным пунктам и другим объектам ПХГ, общий расход газа по ПХГ; затраты газа на собственные технологические нужды; значения давлений и уровней жидкости в эксплуатационных и наблюдательных скважинах, параметры по манифольду.
Система управления режимами эксплуатации подземного хранилища газа для реализации способа включает в себя каналы связи и обмена данными с автоматизированными системами управления технологическими процессами, установленными на подземном хранилище газа и аппаратно-программный комплекс, содержащий функциональные модули, выполненные с возможностью взаимодействия между собой:
модуль подготовки и анализа данных, осуществляющий подготовку исходных данных для постоянно действующей геолого-технологической 3D модели,
модуль моделирования и расчетов для создания постоянно действующей геолого-технологической 3D модели подземного хранилища газа, осуществляющей выполнение функций моделирования геолого-технологических режимов эксплуатации подземного хранилища газа, формирующий и выдающий оценку производительности подземного хранилища газа и рекомендации по режимам эксплуатации скважин,
модуль отображения и визуализации, предназначенный для поддержки диалога пользователя при работе с системой управления режимами,
модуль базы данных архива, обеспечивающий хранение ретроспективной информации, необходимой для работы системы управления режимами.
Аппаратно-программный комплекс может содержать модуль связи с внешней моделью, предназначенный для синхронизации постоянно действующей геолого-технологической 3D модели в составе системы управления режимами и постоянно действующей геолого-технологической 3D модели подземного хранилища газа, эксплуатируемой во внешней организации, которая осуществляет поддержку подземного хранилища газа.
Изобретения иллюстрируются чертежами. На Фиг. 1 показана структура системы управления режимами ПХГ. На фиг. 2 - алгоритм процесса формирования актуализационного файла. На фиг. 3 - схема формирования рекомендаций по выбору режима. Фиг. 4 - пример окна для контроля текущих параметров работы скважины
Система управления режимами ПХГ взаимодействует с автоматизированными системами управления технологическими процессами, установленными на ПХГ, и осуществляет в реальном времени сбор информации от данных систем в объеме, необходимом для актуализации постоянно действующей геолого-технологической 3D модели и последующей поддержки принятия решений по режиму работы ПХГ.
Система управления режимами ПХГ разработана как компонент интегрированной автоматизированной системы управления технологическими процессами ПХГ. Система управления режимами взаимодействует с системой диспетчерского контроля и управления для получения диспетчерских заданий и с автоматизированной системой управления технологическим процессами для выдачи уставок регулирования скважинами. Система управления режимами ориентирована на обеспечение безопасного, надежного и эффективного централизованного мониторинга режимов работы ПХГ для участков скважина – газораспределительный пункт при отборе и закачке газа. Система управления режимами обеспечивает выполнение функций по поддержанию производительности скважин в режимах отбора и закачки с учетом заданий центральной производственно-диспетчерской службы на базе постоянно действующей геолого-технологической модели с учетом пропускной возможности сетей сбора газа.
Cистема управления режимами ПХГ включает в себя каналы связи и обмена данными с автоматизированными системами управления технологическими процессами, установленными на подземном хранилище газа и аппаратно-программный комплекс, содержащий описанные ниже функциональные модули.
Модуль моделирования и расчетов - постоянно действующая геолого-технологическая 3D модель, настроенная на объект управления – конкретное ПХГ. Модель осуществляет выполнение функций моделирования геолого-технологических режимов работы ПХГ, формирует и выдает оценку производительности ПХГ и рекомендации по режимам работы скважин.
Модуль подготовки и анализа данных осуществляет подготовку исходных данных для постоянно действующей геолого-технологической 3D модели путем анализа и фильтрации поступающей информации от систем локальной автоматики, для исключения использования постоянно действующей геолого-технологической моделью заведомо недостоверных исходных данных (и появления в связи с этим ошибок моделирования). Модуль также осуществляет информационные обмены системы управления режимами с внешними системами, установленными на ПХГ, а также с постоянно действующей моделью в организации, сопровождающей постоянно действующую геолого-технологическую 3D модель и\или осуществляющей авторский надзор.
Модуль отображения и визуализации предназначен для поддержки диалога пользователя при работе с системой управления режимами. Должен обеспечивать представление информации в графической, табличной формах, а также на мнемосхемах, а также возможности ручного ввода части параметров.
Модуль базы данных архива должна обеспечивать хранение ретроспективной информации, необходимой для работы системы управления режимами.
Модуль моделирования и расчетов является основой системы управления режимами. Главным компонентом модуля служит постоянно действующая геолого-технологическая 3D модель. Постоянно действующая геолого-технологическая модель состоит из трехмерной гидродинамической модели объектов газохранения ПХГ, гидродинамического трёхмерного многофазного симулятора, настроек ограничений по объектам газохранения ПХГ и ограничений по скважинам и описания газосборной сети ПХГ. Постоянно действующая геолого-технологическая модель является основой для проведения гидродинамических расчетов фильтрационных процессов в пласте коллекторе.
Постоянно действующая геолого-технологическая модель обеспечивает следующие основные функции:
• Анализ текущего распределения газонасыщенности и пластового давления, контроль соответствия фактических и расчётных данных.
• Задание параметров и ограничений по скважинам с учетом гидродинамических исследований скважин и ограничений газосборной сети.
• Задание эксплуатационного фонда скважин для прогнозного расчёта.
• Проведение и анализ прогнозных расчетов закачки/отбора газа для выбора оптимальных режимов эксплуатации скважин.
• Расчет максимально возможного отбора / закачки на текущий момент времени.
• Поддержание базы данных архива моделирования, обеспечивающей хранение ретроспективной информации, необходимой для работы системы управления режимами, а также вариантов прогнозных расчетов.
В результате проведения прогнозных расчетов система управления режимами выдает режим закачки/отбора по скважинам.
Для поддержки постоянно действующей геолого-технологической модели в актуальном состоянии обеспечивается автоматическое обновление модели. Ежесуточно осуществляется запрос (посредством модуля обмена данными) к интегрированной автоматизированной системе управления ПХГ о данных фактической эксплуатации. Фактические данные переводятся в формат постоянно действующей геолого-технологической модели, после чего запускается моделирование. Таким образом, постоянно действующая геолого-технологическая модель поддерживается в состоянии максимально достоверного описания объектов газохранения ПХГ. Осуществляется мониторинг эксплуатации ПХГ.
Хранение ретроспективной информации, необходимой для работы системы управления режимами, производится в архивной базе данных.
Модуль подготовки и анализа данных разбит на два самостоятельных сегмента:
1. модуль подготовки и анализа данных для проведения расчетов на базе 3D постоянно действующей геолого-технологической модели;
2. модуль подготовки и анализа данных автоматизированной системы управления технологическим процессами.
Модуль подготовки и анализа данных обеспечивает:
• Обмен системы управления режимами с внешними системами и получение исходных данных для работы системы управления режимами.
• Предварительную обработку данных.
• Обмены с системой диспетчерского управления.
• Связь с внешней моделью в организации, осуществляющей поддержку.
В системе управления режимами реализуется передача следующих данных фактической эксплуатации, замеренных интегрированной автоматизированной системой управления ПХГ или введенных вручную:
• расход газа по скважинам;
• расход газа по ГРП и объектам ПХГ;
• общий расход газа по ПХГ;
• затраты газа на собственные технологические нужды;
• значения давлений и уровней жидкости в эксплуатационных и наблюдательных скважинах (при условии их автоматического замера).
Обмен с системой диспетчерского управления обеспечивает возможность передачи данных о текущих и возможных параметрах эксплуатации ПХГ от системы управления режимами в систему диспетчерского управления и получать от ИУС П ПХГ диспетчерские задания по отбору и закачке газа.
Модуль также переводит данные фактической эксплуатации объектов ПХГ в форматы управления постоянно действующей геолого-технологической модели, а также проводит анализ и фильтрацию поступающей информации от интегрированной автоматизированной системы управления ПХГ, для исключения использования постоянно действующей геолого-технологической модели заведомо недостоверных исходных данных (и появления в связи с этим ошибок моделирования).
Связь с внешней моделью предназначена для синхронизации постоянно действующей геолого-технологической модели в составе системы управления режимами ПХГ и постоянно действующей геолого-технологической 3D модели ПХГ, эксплуатируемой в организации, которая осуществляет поддержку и адаптацию постоянно действующей геолого-технологической модели ПХГ.
Способ управления режимами включает в себя:
- интеграцию системы управления режимами ПХГ с интегрированной автоматизированной системой управления технологическими процессами ПХГ для актуализации моделей наземного и подземного комплексов;
- актуализацию постоянно действующей геолого-технологической 3D модели подземного хранилища газа;
- обеспечение выбора оптимального режима ПХГ с точки зрения подземного комплекса;
- обеспечение выбора оптимального режима ПХГ с точки зрения наземного комплекса;
- оценку возможности подачи газа в магистральный газопровод;
- выдачу рекомендаций диспетчеру и геологу по возможности выполнения диспетчерского задания и по режимам работы оборудования ПХГ.
По созданной методологии управления режимами разрабатывают единую комплексную модель ПХГ, включающую модели подземной части и наземного технологического комплекса. На основе выполненных разработок создают макет системы управления режимами, который обеспечивает распределение необходимого для отбора или закачки из/в ПХГ объема газа, полученного диспетчером от ЦПДС, между скважинами ПХГ с последующей выдачей заданий на управляющие устройства средствами автоматизированной системой управления технологическими процессами с учетом ограничений пласта и особенностей наземного комплекса технологического оборудования.
Созданная единая модель позволяет:
- отработать автоматизированную технологию принятия решений специалистами УПХГ при переводе на заданный темп режима по указанию центральной производственно-диспетчерской службы;
- прогнозировать оптимальные режимы эксплуатации ПХГ и скважин с учетом всех ограничений единой модели: а именно, с учетом ограничений возможностей пласта и ограничений пропускной способности технологического оборудования, включая оценку вероятности гидратообразования на отдельных участках газосборной сети и расчет потребности ингибиторов, а также расчет топливного газа для минимизации расхода топливного газа в зависимости от режима.
Способ управления режимами, реализованный с применением заявляемой системы управления режимами, позволяет:
- повысить оперативность диспетчерского управления ПХГ.
- обеспечить оптимальные по геолого-технологическим показателям режимы эксплуатации объектов хранения (для заданного значения производительности при отборе или закачке газа) за счет перераспределения производительности по объектам газохранения и скважинам ПХГ.
- предоставить оперативному диспетчерскому персоналу, геологической и другим производственным службам, а также руководству УПХГ и вышестоящих организаций достоверную информацию о текущей, максимальной и оптимальной производительности объектов ПХГ, об оценке объемов активного газа, пластового давления, других расчетных параметров для каждого объекта газохранения.
- повысить уровень автоматизации управления ПХГ за счет автоматизации задачи анализа текущего режима, оценки возможности смены режима и распределения заданного расхода по скважинам ПХГ.
- снизить эксплуатационные расходы материально-технических ресурсов, прежде всего ингибиторов, за счет: выбора режимов работы ПХГ, оптимизирующих взаимоперетоки по объектам (если на ПХГ несколько взаимовлияющих объектов); выбора режимов работы скважин, снижающих или исключающих вынос воды; продления межремонтного периода скважин и т.д.
Поддержка принятия решений проводится как для каждого объекта хранения газа, так и в целом по ПХГ. Для обеспечения оперативного принятия решения по выбору оптимального режима эксплуатации ПХГ в конкретный момент времени в состав системы управления режимами включена постоянно действующая геолого-технологическая 3D модель ПХГ, актуализация которой проводится постоянно в ходе эксплуатации объектов ПХГ.
При разработке алгоритма взаимодействия компонентов системы управления режимами первоочередной задачей для обеспечения реализации способа автоматизированного управления режимами является определение входных и выходных данных системы.
Входными данными для выполнения системой управления режимами своих задач являются параметры скважин, а именно:
• Состояние скважины – в работе, в резерве, отключена.
• Дебит газа по скважине (расход газа) – суточный, накопленный.
• Значения давления на устье скважины.
• Задание на общий расход газа по ПХГ, разделенное по объектам хранения.
Результатом работы системы управления режимами является:
• Информация об оценке запаса активного газа в объекте хранения.
• Информация об оценке пластового давления в объекте хранения.
• Рекомендуемый расход газа по каждой из работающих скважин.
• Суммарный расход (производительность), достижимый при заданном режиме.
• Информация о времени работы ПХГ на рассчитанном режиме.
Результаты работы системы управления режимами выводятся на экран, сохраняются в базе данных реального времени и протоколируются.
Получаемые данные сохраняются в единицах измерения СИ, по каждому параметру проверяется его достоверности (на основе данных от системы автоматизации, а также на основе данных о наличии связи с системой автоматизации).
Основным методом сбора данных является автоматический сбор в реальном времени через промышленный протокол – ОРС, Modbus или иной. Возможен ручной ввод некоторых данных (либо всех данных) или чтение файлов с данными форматов XML, ASCII, Excel.
Мониторинг общего состояния ПХГ включает в себя контроль текущих параметров работы ПХГ – пластового давления, объемов активного газа. Кроме того, осуществляется мониторинг поступления диспетчерских заданий на отбор или закачку газа.
Диспетчерские задания поступают в управление ПХГ автоматически в рамках информационно-управляющей системы предприятием ПХГ. Ввод диспетчерских заданий в систему управления режимами осуществляется вручную, указывается время поступления и производительность, на которую должно выйти ПХГ.
На основе данных, принимаемых из автоматизированной системы управления технологическими процессами или интегрированной автоматизированной системы управления технологическими процессами, формируется база данных реального времени для хранения и обработки текущих значений принимаемых параметров, а также производится архивирование основных принимаемых параметров.
Актуализация постоянно действующей геолого-технологической 3D модели ПХГ проводится автоматически с заданной периодичностью. Основным вариантом актуализации является ежесуточная актуализация на начало/конец газовых или календарных суток.
Актуализация также может проводиться по команде оператора системы управления режимами – диспетчера или геолога.
В ходе актуализации на основе фактических значений расходов по скважинам производится расчет актуального значения пластового давления по каждому объекту хранению, а также оценка запаса активного газа в ПХГ по каждому объекту хранения.
Процесс актуализации выполняется автоматически после выдачи команды оператора, однако требует времени (в зависимости от вычислительных параметров ЭВМ), оценка 10-40 минут.
После актуализации постоянно действующей геолого-технологической модели система управления режимами готова к выполнению в режиме «online» расчетов рекомендаций по режимам работы ПХГ.
Алгоритм процесса актуализации иллюстрирует Фиг. 2.
В результате проведения расчета актуализации модели геолог может увидеть фактическое распределение газонасыщенности на конкретную дату.
После выполнения актуализации система показывает время последней актуализации и длительность времени поддержания текущего режима работы ПХГ. Данная информация выводится на экран пользователя для проведения анализа.
Формирование рекомендаций по отбору газа является одной из основных функций системы. Фиг. 3 показывает общий алгоритм поддержки принятия решений. Предполагается, что до актуализации данной функции проведена актуализация постоянно действующей геолого-технологической 3D модели, а также введено диспетчерское задание и проведено распределение общего задания по объектам хранения. Кроме того, необходимо задать состояния скважин, которые предполагаются при реализации выполнения задания. Для этого пользователь вручную задает желаемые состояния скважин (работа, отключена) для выполнения полученного задания.
Запрос на получение рекомендаций инициирует пользователь соответствующей командой. Отработка запроса производится интерактивно. Система управления режимами также дает суммарную производительность объекта хранения в целом, а также максимальную расчетную производительность.
Максимальная расчетная производительность предварительно проводится в модуле моделирования и расчетов, где геологом рассматривается возможность достижения диспетчерского задания. Расчет максимальной производительности производится индивидуально по каждой скважине по поступающим данным из автоматизированной системы управления технологическими процессами и данным постоянно действующей геолого-технологической 3D модели, либо по данным гидродинамических исследований (с учетом фильтрационных коэффициентов призабойной зоны) в случае отсутствия данных из автоматизированной системы управления технологическими процессами.
Данные параметры сравниваются с диспетчерским заданием, после чего делается вывод о выполнимости задания при заданном состоянии объекта и при заданной конфигурации (состоянии) скважин.
Если по каким либо причинам проведенный расчет не устраивает пользователя системы, пользователь может изменить предполагаемые состояния скважин (включить-отключить), а также ввести вручную и зафиксировать дебиты по ряду скважин.
Решение о выходе на нужный режим, либо о невозможности достижения запрошенного режима принимает пользователь системы.
Проводимые расчеты и действия пользователя документируются в журнале событий системы.
Процедура формирования рекомендаций при закачке аналогична процедуре формирования рекомендаций при отборе, однако модель рассчитывает режимы исходя из режима «закачка». Переключение режима работы системы управления режимами «отбор-закачка» осуществляет пользователь системы вручную.
Проводимые расчеты и действия пользователя документируются в журнале событий системы.
Пользователь сам принимает решение о приемлемости режима, рекомендованного системой управления режимами. Как отмечалось выше, он может принять полностью или частично (для ряда скважин) рекомендации системы управления режимами или ввести собственные предложения по дебиту каждой скважины.
После завершения формирования режима, пользователь дает команду «Отправить в автоматизированную систему управления технологическими процессами», после чего рекомендации в качестве уставок поступают в интегрированную автоматизированную систему управления технологическими процессами.
Предполагается, что в автоматизированной системе управления технологическими процессами (интегрированной автоматизированной системе управления технологическими процессами) реализована процедура дополнительного подтверждения уставок, которую проводит диспетчер управления ПХГ или оператор сборного пункта/газораспределительного пункта. Данная процедура проводится без участия системы управления режимами и заключается в выдаче команд на подтверждение данных для их загрузки в контроллеры и регуляторы для исполнения. Также предполагается, что оператор может отменить рекомендации.
Контроль исполнения рекомендаций системы управления режимами осуществляется диспетчером или геологом визуально индивидуально по скважинам или с помощью общего специализированного окна (мнемосхемы).
Пример окна контроля индивидуальной скважины показано на Фиг.4.
Контроль параметров работы ПХГ в целом осуществляется пользователем интерактивно с помощью окна задания режима.
Claims (8)
1. Способ управления режимами эксплуатации подземного хранилища газа (ПХГ), включающий сбор и обработку данных о параметрах эксплуатации хранилища газа с серверов автоматизированной системы управления технологическими процессами, с датчиков телеметрии и телемеханики, моделирование геолого-технологических режимов эксплуатации, мониторинг состояния подземного хранилища газа, архивирование и обработку данных, управление режимами в соответствии с заданными параметрами, отличающийся тем, что моделирование геолого-технологических режимов эксплуатации осуществляют путем создания постоянно действующей геолого-технологической 3D модели подземного хранилища газа, актуализируют постоянно действующую геолого-технологическую 3D модель подземного хранилища газа с учетом данных мониторинга состояния подземного хранилища газа, формируют рекомендации по геолого-технологическому режиму при отборе газа из подземного хранилища газа и при закачке газа в подземное хранилище газа, исполняют рекомендации с помощью системы управления режимами, осуществляют контроль исполнения рекомендаций, при этом постоянно действующая геолого-технологическая ЗD модель состоит из трехмерной гидродинамической модели объектов ПХГ, гидродинамического трёхмерного многофазного симулятора, настроек ограничений по объектам ПХГ и скважинам, описания газосборной сети ПХГ.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве геолого-технологических параметров выбирают расход газа по скважинам, расход газа по газорегуляторным пунктам и другим объектам ПХГ, общий расход газа по ПХГ; затраты газа на собственные технологические нужды; значения давлений и уровней жидкости в эксплуатационных и наблюдательных скважинах, параметры по манифольду.
3. Система управления режимами эксплуатации подземного хранилища газа для реализации способа по п. 1, включающая каналы связи и обмена данными с автоматизированными системами управления технологическими процессами, установленными на подземном хранилище газа, и аппаратно-программный комплекс, содержащий функциональные модули, выполненные с возможностью взаимодействия между собой:
модуль подготовки и анализа данных, осуществляющий подготовку исходных данных для постоянно действующей геолого-технологической 3D модели,
модуль моделирования и расчетов для создания постоянно действующей геолого-технологической 3D модели подземного хранилища газа, осуществляющей выполнение функций моделирования геолого-технологических режимов эксплуатации подземного хранилища газа, формирующий и выдающий оценку производительности подземного хранилища газа и рекомендации по режимам эксплуатации скважин,
модуль отображения и визуализации, предназначенный для поддержки диалога пользователя при работе с системой управления режимами,
модуль базы данных архива, обеспечивающий хранение ретроспективной информации, необходимой для работы системы управления режимами.
4. Система по п. 3, отличающаяся тем, что аппаратно-программный комплекс содержит модуль связи с внешней моделью, предназначенный для синхронизации постоянно действующей геолого-технологической 3D модели в составе системы управления режимами и постоянно действующей геолого-технологической 3D модели подземного хранилища газа, эксплуатируемой во внешней организации, которая осуществляет поддержку подземного хранилища газа.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018122112A RU2682819C1 (ru) | 2018-06-18 | 2018-06-18 | Способ и система управления режимами эксплуатации подземного хранилища газа |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018122112A RU2682819C1 (ru) | 2018-06-18 | 2018-06-18 | Способ и система управления режимами эксплуатации подземного хранилища газа |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2682819C1 true RU2682819C1 (ru) | 2019-03-21 |
Family
ID=65858634
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018122112A RU2682819C1 (ru) | 2018-06-18 | 2018-06-18 | Способ и система управления режимами эксплуатации подземного хранилища газа |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2682819C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2804094C1 (ru) * | 2023-03-06 | 2023-09-26 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Способ мониторинга подземного хранилища СО2 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU107600U1 (ru) * | 2011-03-25 | 2011-08-20 | Владимир Михайлович Карюк | Система мониторинга технических параметров промышленных объектов |
| US8849639B2 (en) * | 2008-01-15 | 2014-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | Dynamic subsurface engineering |
| RU2558838C1 (ru) * | 2014-07-02 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ моделирования и оценки активного объема подземного хранилища газа в водоносных трещиновато-поровых структурах |
| RU2602761C2 (ru) * | 2011-05-16 | 2016-11-20 | Сименс Акциенгезелльшафт | Способ, управляющее устройство и система хранения природного газа для автоматизированного управления несколькими проточными устройствами |
| RU2607326C1 (ru) * | 2015-10-27 | 2017-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ оптимизации технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин |
| RU2627287C2 (ru) * | 2013-03-29 | 2017-08-04 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ оптимальной настройки регулятора потока |
-
2018
- 2018-06-18 RU RU2018122112A patent/RU2682819C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8849639B2 (en) * | 2008-01-15 | 2014-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | Dynamic subsurface engineering |
| RU107600U1 (ru) * | 2011-03-25 | 2011-08-20 | Владимир Михайлович Карюк | Система мониторинга технических параметров промышленных объектов |
| RU2602761C2 (ru) * | 2011-05-16 | 2016-11-20 | Сименс Акциенгезелльшафт | Способ, управляющее устройство и система хранения природного газа для автоматизированного управления несколькими проточными устройствами |
| RU2627287C2 (ru) * | 2013-03-29 | 2017-08-04 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ оптимальной настройки регулятора потока |
| RU2558838C1 (ru) * | 2014-07-02 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ моделирования и оценки активного объема подземного хранилища газа в водоносных трещиновато-поровых структурах |
| RU2607326C1 (ru) * | 2015-10-27 | 2017-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ оптимизации технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2804094C1 (ru) * | 2023-03-06 | 2023-09-26 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Способ мониторинга подземного хранилища СО2 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2007207497B2 (en) | Dynamic production system management | |
| RU2502120C2 (ru) | Системы и способы оптимизации операций добычи в реальном времени | |
| ES2873940T3 (es) | Sistema de gestión de demanda para redes de fluidos | |
| CN105069524B (zh) | 基于大数据分析的计划调度优化方法 | |
| RU2607326C1 (ru) | Способ оптимизации технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин | |
| EA009552B1 (ru) | Устройство, способ и система для обеспечения эксплуатации и технического обслуживания в реальном масштабе времени | |
| EA031871B1 (ru) | Способ управления испытаниями скважины на приток и используемая в нем компьютерная система | |
| US10871391B2 (en) | Tool for managing multiple water resources | |
| KR102522637B1 (ko) | 분포된 상수도를 관리하는 관망 관리 시스템 및 동작 방법 | |
| EA026278B1 (ru) | Способ оценки пластового давления в подземной залежи углеводородов и используемая в нем компьютерная система и машиночитаемый носитель | |
| CN101805071B (zh) | 一种污水处理工艺监督控制方法 | |
| Wahlin et al. | Canal automation for irrigation systems: American society of civil engineers manual of practice number 131 | |
| CN106022978A (zh) | 智能电厂管理系统 | |
| RU2682819C1 (ru) | Способ и система управления режимами эксплуатации подземного хранилища газа | |
| RU2713553C1 (ru) | Способ повышения отдачи конденсата эксплуатируемым объектом нефтегазоконденсатного месторождения | |
| CN110674989A (zh) | 一种煤层气抽采量预测方法、系统、设备及可读存储介质 | |
| Dantzig et al. | Intelligent control and optimization under uncertainty with application to hydro power | |
| Goldscmidt et al. | Automated real-time manpower productivity control | |
| KR101754243B1 (ko) | 배관 작업 관리 시스템 및 그 방법 | |
| CN115877793A (zh) | 油田用能源管控系统及油田用能耗管控方法 | |
| RU2743685C1 (ru) | Способ интеллектуализации газовых и газоконденсатных промыслов | |
| RU64398U1 (ru) | Многоуровневая автоматизированная система управления производственно-технологическими процессами предприятия с управлением затратами по месту их возникновения для газовой и нефтяной промышлености | |
| Coulbeck et al. | On-line control of a city water supply and distribution system | |
| Barnett et al. | Real-time automation of water supply and distribution for the city of Jacksonville, Florida, USA | |
| US20080283245A1 (en) | Method and system for heat management of an oil field |