Пономарев О.П. Методические указания по выполнению курсового проекта по дисциплине Наладка и эксплуатация средств автоматизации

Подождите немного. Документ загружается.

«пласт-коллектор – скважины – газосборный коллектор ГСП»,

рассматриваемую как объект автоматического управления. Це-

лью управления системой «пласт-коллектор – скважины – газо-

сборный коллектор ГСП» является поддержание требуемого дав-

ления газа на выходе ГСП в режиме отбора или заданной репрес-

сии на пласт в режиме закачки активного газа.

Для управления процессом закачки/отбора газа необходимо

регулировать физико-химические процессы, происходящие в

пласте-коллекторе, через систему скважин посредством регули-

рования депрессии/репрессии на пласт. Продукция скважин

представляет собой сложную и изменяющуюся по составу смесь

газовой, жидкой (пластовая вода, конденсат) и твердой (песок и

другие механические примеси) фаз, имеющая различные струк-

турные формы и режимы движения. Измерение расхода газа без

предварительной сепарации данных фаз представляет собой

сложную техническую задачу. Особые сложности возникают при

измерении высокоскоростных потоков с высоким газовым факто-

ром, когда работа сепараторов оказывается малоэффективной.

Подавляющее число пластов-коллекторов работает в водонапор-

ном режиме, при эксплуатации которых происходит продвиже-

ние в газовую залежь контурной или подошвенной воды.

На рис.3.7 показана схема дренирования пласта-коллектора

отдельной скважиной.

зпл

pp > при отборе газа;

зпл

при закачке газа в пласт-коллектор

Рис.3.7. Схема дренирования пласта отдельной вертикальной

скважиной

ПЗП

пл

кран

НКТ

в коллектор ГСП (при отборе газа)

из коллектора ГСП (при закачке газа

)

пласт-коллектор

пластовая вода

На рисунке приняты следующие обозначения и сокращения:

НКТ – насосно-компрессионная труба;

Ф – фильтр;

ПЗП – призабойная зона пласта;

p - шлейфовое давление;

p - устьевое давление (давление на выходе из скважины);

p - забойное давление;

дзпл

ppp ∆=− - депрессия при отборе газа;

рплз

ppp ∆=− - репрессия при закачке газа.

При отборе газа расход через скважину называется дебитом

Q , измеряется в величинах см /

. Чем больше открыт кран, тем

больше расход газа в скважине

Q и больше разница давлений

(депрессия)

дзпл

ppp ∆=

−

в области фильтра Ф. Однако, при боль-

шой депрессии возможно разрушение ПЗП, кольматация (засоре-

ние) фильтра. Если в пласте-коллекторе имеются каналы с пла-

стовой жидкостью, то возможно подтягивание к фильтру пласто-

вых вод, и как следствие – обводнение скважины и повышенная

концентрация в отбираемом газе пластовой воды, что крайне не-

желательно. Поэтому выбирают оптимальную величину депрес-

сии

дзпл

ppp ∆=− , которая в ряде случаев может составлять )%3010( −

от пластового давления

пл

p .

На современных ПХГ внедряются системы АСУ ТП. Ос-

новное назначение данных АСУ ТП – это поддержание заданного

дебита газа по скважинам в режиме отбора газа из ПХГ и расхода

газа в скважины при закачке газа в пласт-коллектор в автомати-

ческом режиме. Скважины ПХГ объединены в группы для от-

дельного газосборного пункта (рис.3.6). При этом группа сква-

жин ГСП имеет общий газосборный коллектор.

Пласт-коллектор имеет может быть сложен из вмещающих

газ пород различной физической структуры: твердые породы с

небольшой пористостью, породы с высокой пористостью и газо-

вой проницаемостью, карстовые структуры и др. Пласт-

коллектор имеет фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС).

Фильтрационные свойства характеризуют параметры движения

пластового флюида (в основном метана

CH ) во вмещающих по-

родах пласта. К таким характеристикам относятся: пористость

m ,

проницаемость k , пьезопроводность

. К емкостным характери-

стикам относится объем закачиваемого активного газа.

При отборе газа из пласта-коллектора снижается пластовое

давление

пл

p , изменяется микро- и макроструктура вмещающих

пород пласта, которые трудно зафиксировать аппаратными спо-

собами. ФЕС пласта-коллектора оценивают путем периодическо-

го перевода скважин ГСП в режим исследования, например один

раз в три месяца в режиме работы ПХГ на отбор. Поэтому работа

ПХГ происходит в условиях неопределенности геологопромы-

словой и оперативной информации о состоянии физических ха-

рактеристик пласта-коллектора (динамики изменения пористо-

сти, проницаемости, пьезопроводности).

Автоматизированная система управления расходом газа по

скважинам ГСП имеет три уровня автоматизации (рис. 3.8): 1-й

(нижний) уровень автоматизации – по скважине; 2-й уровень – на

входе в ГСП; 3-й уровень – на выходе из ГСП.

Рис. 3.8. Уровни управления расходом газа скважин ГСП

На рис.3.8 введены следующие обозначения:

p - забойное давление в ПЗП;

пл

p - пластовое давление;

T - температура газа в устье скважины;

p∆

- перепад давления на сужающем устройстве датчика расхода;

∆

пл

ГСП

вх

КС

1-й уровень

управления

2-й уровень

управления

3-й уровень

управления

вх

газосборный коллектор

сужающее

устройство

датчика рас-

хода

эксплуатационные

скважины

p - давление в устье скважины перед регулирующим штуцером

исполнительного устройства;

p - давление газа в шлейфе скважины после штуцера исполни-

тельного устройства;

p - давление в газосборном коллекторе на входе в трубопровод-

ную обвязку сепаратора;

вх

p - давление газа в шлейфе после регулирующего штуцера на

входе в газосборный коллектор;

вх

КС

p - давление на выходе ГСП, т.е. на входе трубопроводной об-

вязки компрессорной станции.

Очевидно, что в условиях неопределенности управление оп-

тимальным режимом работы добывающих скважин целесообраз-

но вести на нижнем 1-м уровне – путем регулирования дебита

(расхода) газа по каждой скважине, а регулирование давления

или расхода газа в коллекторе ГСП – в экстренных ситуациях.

Для управления расходом газа на 1-м (нижнем) уровне

управления (автоматизации) необходимо иметь следующий со-

став аппаратных средств: датчик перепада давления

на су-

жающем устройстве (диафрагме, установленной в шлейфе сква-

жины), датчик давления газа

p в шлейфе, датчик температуры

T , регулирующее устройство – управляемый кран с помощью

пневмоэлектропривода, нормирующее устройство, контроллер

(рис.3.9). Нормирующее устройство предназначено для выра-

ботки токовых сигналов

, пропорциональных измеряемым фи-

зическим величинам и лежащих в диапазоне

мА20...4

Таким образом, на рис.3.9 показана замкнутая система

управления расходом газа, представляющая собой систему авто-

матического управления.

На основании данных рассуждений нетрудно построить

простейшую параметрическую модель скважины. В качестве из-

меряемых величин принимаем физические величины, измеряе-

мые датчиками:

- перепад давления p

на сужающем устройст-

ве расходомера;

x - шлейфовое давление

p ;

x - шлейфовая тем-

пература газа

T . В качестве выходной управляемой величины

можно принять расход газа

или приемистость скважины

pQy ∆= , где

p∆ - депрессия на пласт. Управляющей величиной

является угол поворота штуцера крана

U . Влияющими вели-

чинами (возмущениями) могут являться: температура окружаю-

щей среды

окр

Tf =

; вибрация НКТ скважины

f ; погрешности ап-

паратных средств

f .

Рис.3.9. Система управления расходом газа в скважине

Параметрическая модель скважины показана на рис.3.10.

Рис.3.10. Упрощенная параметрическая модель вертикальной

эксплуатационной скважины

нормирующий

преобразователь

)(

TII

pII

расходауставкаQ

−

сужающее устройство

датчики

Дв

пневмоэлектропривод

сигнал

управления

эксплуатационная

скважина

С учетом вышесказанного параметрическая модель пласта-

коллектора на рис. 3.11 имеет вектор входных контролируемых

параметров

),,,,,(

654321

xxxxxxXX

= , вектор неконтролируемых па-

раметров (возмущений)

),(

ffFF

, вектор управляемых парамет-

ров

),(

yyYY

= и вектор управляющих параметров ),,,(

4321

uuuuUU

= ,

где

x - коэффициент пористости

;

x - коэффициент проницае-

мости

k ;

x - коэффициент гидропроводности

;

- коэффициент

пьезопроводности

;

x - пластовое давление

пл

p ;

x - пластовая

температура;

f - деформация пород коллектора

;

f - прорыв

пластовой воды

пл

q ;

- коэффициент газоотдачи

K ;

- ста-

бильность уровня отбора газа

ст

;

u - приемистость скважин

)/(/

зпл

ppQpQ −=∆ c учетом интерференции;

u - фонд скважин

скв

(коэффициент охвата пласта);

u - очередность включения сква-

жин

t ;

u - время работы скважин в режиме отбора/закачки до

момента ее остановки

T .

Рис.3.11. Параметрическая модель пласта-коллектора

Расширенная параметрическая модель отдельной скважины

ГСП может быть представлена следующими векторами

(рис.3.12): вектором входных контролируемых параметров

),,,,,(

654321

xxxxxxXX

= , вектором неконтролируемых параметров

)(

fFF

= , вектором управляемых параметров ),,,,(

54321

yyyyyYY

= и

вектором управляющих параметров

),(

uuUU

= , где

x - радиус

контура питания скважины

R ;

x - давление на контуре питания

скважины

p ;

x - степень обводненности газа

W ;

x - степень

гидратообразования

С на стенках НКТ;

x - пластовое давление

пл

p ;

x - пластовая температура

пл

T ;

-характеристики окружаю-

пласт-коллектор

щей среды: атмосферное давление и температура

атат

Tp , ;

y - про-

должительность устойчивой работы ПЗП

ПЗП

T до кольматации или

разрушения;

y - дебит скважины

maxmin

QQQ

≤

;

y - давление в

шлейфе скважины

maxmin шшш

ppp

≤

≤ ;

y - концентрация твердых

примесей

C в газовой смеси;

y - влагосодержание газа

W ;

расход ингибитора при закачке в пласт газа

ин

Q ;

u - приеми-

стость скважины

)/(/

зплд

ppqpQ

−

=∆ .

Рис.3.12. Расширенная параметрическая модель скважины

Параметрическая модель газосборного пункта показана на

рис.3.13. Модель характеризуется следующими векторами: век-

тором входных контролируемых параметров

),,(

321

xxxXX

= , векто-

ром неконтролируемых параметров

),,,,,(

654321

ffffffFF

= , векто-

ром управляемых параметров

),,,(

4321

yyyyYY

= и вектором управ-

ляющих параметров

),,,,,(

654321

uuuuuuUU

, где

x - приемистость

скважин

pQ ∆/ ;

x - степень обводненности скважин

W ;

x - сте-

пень гидратообразования газа

С ;

f - пульсации давления и тем-

пературы газа и теплоносителя

, ;

f - нестабильность напря-

жения питания

;

f - время безотказной работы блока осушки и

хранения импульсного газа

БОИГ

t ;

f - производительность сепара-

торов

П ;

f - время безотказной работы блока подогрева тепло-

носителя

БПТ

t ;

f - время безотказной работы блока подогревателя

газа регенерации

БПГР

t ;

y - дебит газа на выходе ГСП

ГСП

Q ;

y -

скважина

давление газа

ГСП

p ;

y - температура газа

ГСП

T ;

y - качество газа

(концентрация твердых примесей

C в газовой смеси, степень

осушки газа

W );

u - число сепараторов

u - расход ингибитора

при закачке газа в пласт

ин

Q ;

u - депрессия/репрессия скважин p

∆

;

- фонд скважин

скв

N ;

u - очередность включения/отключения

скважин при эксплуатации в режиме закачки или отбора

t ;

u -

время работы скважин до момента остановки

T .

Рис.3.13. Параметрическая модель газосборного пункта

3.3. Алгоритмы функционирования объектов под-

земных хранилищ газа

Все скважины ГСП, например 50, могут делиться на группы.

Каждая группа имеет сходные параметры: максимально разре-

шенную производительность, депрессию на пласт и др. Управле-

ние распределением газа по скважинам при закачке или отборе

газа может осуществляться по критерию максимальной депрес-

сии/репрессии на пласт для j-й группы скважин (например, мак-

симально допустимая депрессия на пласт по условию разрушения

и обводнения призабойной зоны пласта, не должна превышать 30

атмосфер).

На рис.3.14 показано деление скважин ГСП на группы по

сходным характеристикам, определяемым ФЕС пласта-

коллектора. При переводе ПХГ в режим закачки главный геолог

ГСП

станции определяет очередность включения групп и номера в

очереди включения скважин в каждой группе. Приведем пример.

Если в группе скважин, состоящей из 20 скважин, одновременно

включить 5 рядом расположенных скважин, то это может привес-

ти в быстрому росту репрессионной воронки и как следствие – к

возможному подтягиванию пластовых вод и отрицательному воз-

действию на призабойные зоны пласта скважин. Это может при-

вести к кольматации и разрушению ПЗП и остановке скважин.

Рис.3.14. Деление скважин на группы с присваиванием номеров в

очереди при закачке/отборе газа на ГСП (пример)

Каждая скважина в группе имеет индивидуальный номер в

очереди при закачке/отборе газа. Критерии выбора скважин в

очереди определяется прогнозируемыми расходом газа и обвод-

Скв.48, очередь 2

Скв.49, очередь 1

Скв.50, очередь 6

группа j=J

Скв.1, очередь 5

Скв.2, очередь 3

Скв.5, очередь 1

группа j=1

Скв.6, очередь 1

Скв.7, очередь 4

Скв.10, очередь 2

группа j=2

кк

Qp ,

ненностью, выносом песка, влиянием на соседние скважины (ин-

терференцией), расположением по пласту-коллектору. При моде-

лировании управления группами скважин, i-я скважина в j-й

группе является элементом с условным обозначением

СКВ .

Рассмотрим алгоритм перевода скважин в рабочее состоние.

Блок-схема алгоритма управления расходом газа i-й сква-

жины показана на рис.3.15. В алгоритме не предусмотрено авто-

матическое определение № в очереди группы скважин для закач-

ки/отбора газа, № очереди i-й скважины в j-й группе в зависимо-

сти от предварительных результатов исследования пласта-

коллектора, оперативного определения влагосодержания газа,

выноса песка и др. факторов. Выбор периода выдачи сигналов

управления регулятором (контроллером) должен согласовываться

со скоростью изменения мгновенного расхода газа и давления в

шлейфе отдельных скважин. Оптимальный алгоритм управления

дебитом (давлением в шлейфе, депрессией/репрессией) i-й сква-

жины должен включать автоматический (автоматизированный)

выбор уставки максимального дебита (давления, депрес-

сии/репрессии) в зависимости от текущего пластового давления

(блок 10). Например, скважина или группа скважин с наиболь-

шим дебитом, находящиеся в зонах коллектора со стабильным

высоким пластовым давлением, должны иметь минимальную ве-

личину закрытия проходного отверстия шлейфа штуцером из со-

ображений его износа.

Скважина может находиться в одном из следующих режи-

мов:

- включена;

- ремонт;

- регламентное обслуживание;

- исследование.

На рис.3.15 в блоке сравнения 10 проверяется условие:

QQQ

iшi

∆≤−

max

, где

шi

Q - текущее измеряемой значение мгновенно-

го расхода;

max

- установленное предельное значение расхода

для данной i-й скважины.