Система автоматического регулирования газовых скважин в режиме реального времени
УДК: 681.5:622.279+622.276
DOI: 10.33285/2782-604X-2022-1(582)-26-36
Авторы:
ПОСПЕЛОВА ТАТЬЯНА АНАТОЛЬЕВНА
1,
ТРУШНИКОВ ДМИТРИЙ НИКОЛАЕВИЧ1,
ЛОПАТИН РУСЛАН РАВИЛЕВИЧ1,
СТРЕКАЛОВ АЛЕКСАНДР ВЛАДИМИРОВИЧ1,
ХАРИТОНОВ АНДРЕЙ НИКОЛАЕВИЧ1,
КОЗЛОВ ВАСИЛИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ1,
КНЯЗЕВ СЕРГЕЙ МИХАЙЛОВИЧ1,
ДЕРЮШЕВ ДМИТРИЙ ЕВГЕНЬЕВИЧ1
1 Тюменский нефтяной научный центр, Тюмень, Россия
Ключевые слова: газодобыча, эксплуатация скважин, алгоритм, система автоматического регулирования, программируемый логический контроллер, регулятор дебита газа, телеметрия, фильтрация, диагностика, гидравлическая характеристика
Аннотация:
В статье представлено описание алгоритмов работы систем автоматического регулирования (САР) газовых и газоконденсатных скважин и предлагается способ интеграции алгоритмов с системой телемеханики куста газовых скважин (КГС). САР является элементом концепции двухуровневой интеллектуализации газового промысла, где система автоматического управления промыслом (САУП) – центральный элемент, обеспечивающий оптимальный сценарий работы газового промысла, а САР, расположенные на КГС, реализуют этот сценарий на скважинах. Задачи, решаемые САР скважин, – поддержание рассчитанного САУП дебита газа скважины, диагностика гидродинамических характеристик клапана-регулятора, вычисление коэффициентов ПИ-регулятора для регулирования дебита газа, уточнение коэффициентов продуктивности скважин, определение условий гидратообразования, расчет необходимого количества метанола и пр. Кроме того, должен быть организован постоянный канал передачи данных между САР и САУП для обмена информацией, где САУП передает в САР уставки и целевые параметры, а САР передает в САУП диагностическую информацию по каждой скважине.
Список литературы:
1. Интеллектуальный промысел и цифровое месторождение будущего / Т.А. Поспелова, А.Н. Харитонов, А.Ю. Юшков [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 11(611). – С. 83–91. – DOI: 10.30713/0207-2351-2019-11(611)-83-91
2. Система автоматического управления работой куста газовых и газоконденсатных скважин в условиях Севера / О.Б. Арно, О.А. Николаев, А.К. Арабский [и др.] // Газовая пром-сть. – 2019. – № S1(782). – С. 12–17.
3. Бобриков Н.М. Система автоматического регулирования режимов работы куста газодобывающих скважин // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2011. – № 12. – С. 8–11.
4. Intelligent Control System for Gas-Condensate Field: A Holistic Automated Smart Workflow Approach / V. Fomin, P. Kushmanov, S. Purwar [et al.] // SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition, Moscow, Russia, Oct. 24–26. – 2016. – DOI: 10.2118/181986-MS
5. Chagirov P.S., Korobeynikova E.V. Digital Field as a Field and Production Managment Tool // SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia, Oct. 16–18. – 2017. – DOI: 10.2118/187922-MS
6. Перспективы интеллектуализации газовых промыслов двухуровневой системой автоматического управления / Т.А. Поспелова, Р.Р. Лопатин, А.Ю. Юшков [и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2019. – № 6(551). – С. 31–39. – DOI: 10.33285/0132-2222-2019-6(551)-31-39
7. Система автоматического регулирования режимов газовых и газоконденсатных скважин – элемент концепции интеллектуального промысла / Д.Н. Трушников, Р.Р. Лопатин, А.Н. Харитонов [и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2019. – № 10(555). – С. 5–11. – DOI: 10.33285/0132-2222-2019-10(555)-5-11
8. Адаптивные ПИД-регуляторы для управления кустом газодобывающих скважин / В.Н. Чикало, Н.М. Бобриков, А.В. Кротов [и др.] // Газовая пром-сть. – 2010. – № 8(649). – С. 61–64.
9. ГОСТ Р МЭК 61131-3-2016. Контроллеры программируемые. Часть 3. Языки программирования = Programmable controllers. Part 3. Programming languages. – Введ. 2017–04–01. – М.: Стандартинформ, 2016. – III, 227 с.
Назад в номер