Агентство нефтегазовой информации
про вас, про нас,
про нефть и газ
18+

Константин Каприелов: Российской газовой отрасли нужна оптимизация управления производственной системой на всех уровнях

10 октября/ 08:07

Москва. В России назрела необходимость приоритетного внутрисистемного планирования работы «Единой системы газоснабжения» и привязки к ней показателей деятельности газодобывающих предприятий. Особую роль в развитии добычи газа в стране эксперты отводят использованию экономико-математических методов, современных средств и систем управления газопромысловыми объектами.

О важности управленческого и экономического компонентов в газовой отрасли и том, как должна функционировать современная газовая промышленность Агентству нефтегазовой информации рассказал наш эксперт Константин Каприелов.

 

- Природные углеводороды в нашей стране являются основными энергоносителями. Причем роль газа, если не брать во внимание автомобильный транспорт, даже выше, чем роль нефти. Однако, как известно, ресурсы нефти и газа исчерпаемы. Тем не менее, газа не так мало, как в последние годы часто пытаются представить некоторые специалисты. Дело в том, что в России огромные запасы некоксующихся углей, особенно в центральных районах и Якутии. Эти угли намного дешевле добывать не традиционными методами, способом подземной газификации. Если вести добычу шахтными методами только коксующихся углей, необходимых металлургической промышленности, а в остальных угольных месторождениях, где это возможно по геологическим условиям применять способ подземной газификации, то общих запасов газа, учитывая даже вероятный рост его потребления, хватит не на одну сотню лет. Кроме этого, в традиционных районах газодобычи еще не освоены многие десятки месторождений, суммарные запасы газа, в которых вполне сопоставимы с запасами залежей, находящихся в эксплуатации. В связи с этим множество рассуждений о необходимости принятия в качестве основного, а зачастую и единственного критерия оптимальности эксплуатации газопромысловых систем коэффициента конечной газоотдачи, представляются во многом спекулятивными.

На самом деле, коэффициент конечной газоотдачи, безусловно, является главным и, наверное, единственным критерием оптимальности процесса разработки залежи. Следует напомнить, что разработкой залежи называется процесс управления движением флюидов из пласта к забоям скважин, и не более того. Все остальное называется эксплуатацией месторождения. В течение многих десятилетий коммунистического режима в нашей стране, когда труд практически был бесплатным, у многих ученых сложилось определенное суждение о самоценности природных ресурсов. В газовой науке это выразилось в попытках расширенного толкования термина «разработка», которым пытались и пытаются до сих пор заменить всё. То есть, рассматривая газопромысловую систему как геотехнологическую, что само по себе, очевидно, правильно, гипертрофированно увеличивают значение геологической составляющей, в ущерб технической, технологической и даже управленческим и экономическим компонентам системы.

В действительности же, коэффициент конечной газоотдачи в рамках принятых проектами систем разработки месторождения и при современных методах, технике и технологии эксплуатации является лишь функции давления «забрасывания», которое само является функцией экономической целесообразности. Экономическая целесообразность – понятие, которое зависит от очень многих факторов. Не будем здесь останавливаться подробно на них, только отметим, что экономическая целесообразность может весьма существенным образом изменяться в течение жизненного цикла месторождения.

Здесь необходимо отметить одну весьма важную особенность отечественной газовой промышленности – огромную удаленность объектов газодобычи как от основных потребителей, так и от морских терминалов, что делает проблематичным поставки газа в сжиженном виде в значительных объемах. Следовательно, и в перспективе основным способом доставки газа потребителям останется его транспорт по магистральным трубопроводам.

Отсюда вытекает очевидная необходимость приоритетного внутрисистемного планирования основных показателей работы «Единой системы газоснабжения», и дальнейшая привязка к ним показателей работы газодобывающих предприятий.

Конечно, эту работу недопустимо оставлять только одним газотранспортникам, так как они всегда были, есть и будут заинтересованы в приеме самого дешевого газа, то есть газа с самым высоким давлением на приеме головных КС. В пределе для транспортника лучше всего каждый день вводить в эксплуатацию новые и новые залежи. Освоение новых месторождений, как известно, сопряжено с огромными материальными, финансовыми и трудовыми затратами. Поэтому предполагать, что на этом сегменте рынка могут появиться солидные «независимые» поставщики газа, наверное, неправильно. Ярким примером неимоверной сложности этой проблемы служит опыт освоения Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области, где даже столь крупная западная корпорация как British Petroleum с партнерами в течение более 8 лет не сумела завершить обустройство месторождения и приступить к добыче газа. Очевидно, что здесь необходима координирующая структура федерального уровня, которая адекватно учитывала бы интересы газодобытчиков и газотранспортников. Наилучшим образом это может быть осуществлено только в рамках одного владельца (частного, корпоративного или государственного не столь принципиально). В настоящее время таким владельцем является Газпром, частная корпорация с огромной долей государственного участия, что представляется само по себе идеальным. [Мы не будем рассматривать вопросы эффективности управления активами этой компании].

В связи с этим существующая в настоящее время иерархическая система управления, по-видимому, является оптимальной: верхний уровень управления – единая система газоснабжения (ЕСГ), здесь проводится оптимизация основных газотранспортных потоков, средний уровень – оптимизация отбора газа внутри потока (транспортного коридора), нижний уровень – оптимизация процессов магистрального транспорта и добычи газа.

Безусловно, уровень детализации системы управления может быть сколь угодно усложнен, но никакое дополнительное усложнение системы управления не послужит решению задачи более эффективной (во всех смыслах) эксплуатации.

Рассмотрим, как должна функционировать подобная система управления. Начнем с верхнего уровня, это уровень федеральной структуры. Здесь решаются задачи стратегического характера: направления дальнейшего развития системы, управления финансовыми потоками, очередность освоения месторождений, определение технических и технологических приоритетов, оперативного управления ЕСГ и т. д. В рамках рассматриваемой проблемы для нас важно именно оперативное управление, осуществляемое ЦПДУ ЕСГ. {Идеальным представляется такое управление, при котором регулирование газопотоков внутри любого значимого транспортного коридора так же осуществляется из ЦПДУ}.

Управление на уровне транспортного коридора в таком случае решает задачи экономической оптимизации режимов работы системы.

Оптимизация технологических режимов работы – это прерогатива ПДС или РДС газотранспортных и газодобывающих предприятий. 

Газодобывающее предприятие является основной производственной единицей в газовой промышленности, эксплуатирующей месторождения.

ГДП состоит из объектов, расположенных на различных иерархических уровнях, и сложность управления ими обусловлена тем, что каждый из объектов одного уровня связан со всеми объектами другого уровня, которые нельзя рассматривать изолированно, а только во взаимодействии между собой.

Газодобывающие предприятия - предприятия с непрерывным технологическим процессом, и как объекты управления они относятся к классу больших систем. ГДП отличаются технико-экономической, технологической и геолого-промысловой общностью, кроме того, следующими специфическими особенностями:

- скважины как источники добычи газа расположены на больших расстояниях от объектов сбора, подготовки и транспорта газа (5-25 км);

- технологические объекты «пласт – скважина - промысловое оборудование - газопровод – потребитель» являются единой неразрывной системой;

- газовый пласт характеризуется изменяющейся производительностью (нарастающей, постоянной и падающей добычей газа);

- разработка и анализ объекта добычи газа предопределяются как первоначальной, так и текущей геолого-промысловой, технологической и технико-экономической информацией.

Поэтому основная задача функционирования газодобывающего предприятия заключается в планомерном и целенаправленном управлении объектами добычи, сбора и подготовки газа на базе циркулирующей в структуре ГДП информации с учетом следующего.

Во-первых, управление связано с процессами, проходящими в газопромысловых объектах. Во-вторых, оно определяет течение, темпы развития этих процессов, их направление. В-третьих, управление обеспечивает протекание процессов в рамках заданных параметров. В-четвертых, посредством управления достигаются направленное изменение состояния объектов и их перевод в новое состояние.

Ввиду изложенного выше особая роль в дальнейшем развитии добычи газа отводится применению экономико-математических методов, современных средств и систем управления газопромысловыми объектами, использующими в своей структуре информационно-управляющие системы. Функции ИУС сводятся к установлению и поддержанию в управляемых объектах ГДП заданных режимов эксплуатации на базе информации о газоносном пласте, скважинах и технологическом процессе на УКПГ.

ИУС позволяют строить системы оперативно-диспетчерского управления на принципиально новой основе, дающей возможность достичь увеличения количества полезных данных при значительно меньшем объеме собираемой информации.

Процесс управления предопределяет существование поставленной цели, наличие ресурсов для обеспечения соответствующей работы управляемых технологических объектов ГДП, наличие органов управления, обладающих правом распоряжаться ресурсами и в определенной мере изменять течение управляемых процессов.

Таким образом, управление ГДП с помощью ИУС можно рассматривать как совокупность организационных, технико-экономических и технологических решений для управляющих воздействий на управляемые объекты (газоносный пласт, скважины, УКПГ). В этом случае управление локальными объектами ГДП подчинено главной цели управления всем предприятием, на что и должны быть направлены основные управляющие ресурсы.

Организационная структура управления ГДП

Газодобывающее предприятие как объект управления относится к большим системам ввиду сложности производственно-технологического комплекса, звеньев и отдельных элементов, включенных в общую систему управления.

Организация управления строится, исходя из общих задач управления ГДП, особенностей технологических объектов, а также объемов технологических информационных потоков, организации процесса сбора, передачи, обработки и отображения информации.

Объекты управления основного производства ГДП рассредоточены на значительной территории и представляют собой сложный комплекс технологических процессов добычи, сбора и подготовки газа и конденсата к транспорту. Принципы построения системы управления основным производством обусловлены преимущественно степенью рассредоточения этих объектов, а также технологией процессов подготовки газа и конденсата.

Под структурой управления понимается не только способ соединения каналов связи, но и способ разделения функций управляющей системы между ее функциональными частями и узловыми точками. Характер распределения и обработки информации на ГДП определяется общим алгоритмом управления, который наиболее полно отражает отношения в системе.

Поскольку структура управления ГДП многоуровневая, то необходимо более конкретно определить функции каждого уровня, показать взаимосвязь этих уровней при достижении поставленной задачи управления.

Приведенный анализ организационной структуры показывает, что управление объектами ведется на трех иерархических уровнях.

Первый (нижний) уровень управления объектами основного производства реализуется оперативно-производственной службой (ОПС) газового промысла, обеспечивающей непосредственное управление технологическими процессами добычи и подготовки газа и конденсата к дальнему транспорту.

Основными службами двух верхних уровней управления являются производственно-диспетчерская служба (ПДС) газопромыслового управления и режимно-диспетчерская служба (РДС) газодобывающего предприятия, которые являются органами оперативного управления производства, осуществляющими выполнение плановых заданий по добыче и реализации газа с соблюдением заданных технологических режимов всех технологических объектов.

Оперативные распоряжения РДС обязательны для всех производственных подразделений ГДП.

Выводы

Из вышеизложенного можно сделать следующие выводы.

1. Газодобывающее предприятие следует рассматривать как объект управления, относящийся к классу больших систем с учетом его специфических особенностей.

2. Ведущая роль в развитии оперативно-диспетчерского управления ГДП отводится применению экономико-математических методов, современных средств и систем управления газопромысловыми объектами, использующими в своей структуре ИУС, которые позволяют устанавливать и поддерживать в управляемых объектах ГДП заданные режимы эксплуатации на базе имеющейся информации о газоносном пласте, скважинах и технологическом процессе на УКПГ.

3. Управление ГДП с помощью ИУС представляет собой совокупность организационных, технико-экономических и технологических решений для осуществления управляющих воздействий на управляемые объекты газодобывающего предприятия на основе увеличения количества полезных данных при значительном уменьшении объема собираемой информации.

4. Система управления объектами ГДП включает в себя три взаимосвязанных иерархических уровня: первый (нижний) уровень управления объектами основного производства реализует оперативно-производственная служба ГП; второй уровень - производственно-диспетчерская служба ГПУ; третий уровень - режимно-диспетчерская служба ГДП, вносящие вклад в процесс оперативно-диспетчерского управления газодобывающим предприятием и выполнение основной задачи функционирования ГДП - планомерного и целенаправленного управления объектами добычи, сбора и подготовки газа в соответствии с информационной моделью управления предприятием.

Просмотров 2716
Комментарии
Кардан Сергей 48 лет.
10.10.2018

ТНК (тнкисты)возможно по другим причинам не смогли Ковыкту освоить.

Вы можете оставить свой комментарий:

Последние комментарии к новостям

01.11.2016
Юрий Земцов: В науке не бывает скучно

14.12.2018 Беляева Ольга Анатольевна (Куликова)

Рада за старосту группы ТСН-1-73. Для меня очень интересная информация, хорошо что хоть один из нас стал достойным химиком и человеком науки. Желаю и в дальнейшем новых научных достижений.

20.11.2018
Наталья Филина: Кустовые площадки месторождений нужно исключить из списка объектов первого класса опасности

03.12.2018 Александр Хуршудов

При всем уважении к интервьюируемому... Лучший порядок такой:
1. По окончании разведки месторождения и перед разработкой проекта его обустройства выполняется ОВОС и оно должно проходить экологическую экспертизу. Малые месторождения можно объединять в группы, например делать один ОВОС на лицензионный участок.
2. Все последующие проекты (кусты, трубопроводы, базы и т. п., рассмотренные в ОВОС, экологическую экспертизу проходить уже не должны. Если месторождение оказалось намного крупнее, после доразведки ОВОС корректируется и тоже проходит экспертизу.
А кусты бывают разные: при наличии на них газоконденсатных скважин, их обязательно надо относить к 1 категории опасности....

20.11.2018
Минэнерго изучит вопрос передачи надзора за добычей на шельфе единому органу

30.11.2018 Alexander

Чувствуется незнание специфики работы на шельфе в вашем комментарии Геннадий Николаевич. С учетом перехлеста функций многих надзорных органов и нехватка компетенций работы/контроля на шельфе, единый (отдельный) орган принесет много пользы недропользователям и людям.

29.11.2018
«РН-Юганскнефтегаз» разработал эффективный метод работы с фондом скважин с трудноизвлекаемыми запасами

29.11.2018 Каприелов Константин Любнардович 65 лет

Правильный подход к делу. Молодцы.

23.11.2018
В «Самотлорнефтегазе» нашли способ, позволяющий сократить количество обводненных зон при бурении скважин

23.11.2018 Габдрашитов Радик Фридатович 43 года

На самом деле, тема очень актуальная. На Южно-Приобском месторождении данные виды работ проводились с 2014года. Закрывемые муфты МГРП использовались для проведения повторного ГРП. Данные муфты закрывались лишь при пробных работах, т.е. перед проведением ГРП проводилось испытание на закрытие. Так было проведено МГРП на болле, чем 10 скважинах по технологии Мангуст (свместная работа ГРП и ГНКТ).
По прошествии 2-3х лет были проведены попытки закрытия муфт и последующее проведение рефрака.
Из 3-х скважин лишь на 1й удалось закрыть 2 муфты. Технология себя не оправдала. Основные причины: негерметичность при опрессовках и невозможность перемещения из-за коррозии.
Поэтому хотелоь бы улышать отзыв о работе данной муфты по прошествии времени.

23.11.2018
Инновационная разработка специалистов "Самотлорнефтегаза" позволила добраться до недоступных пластов

23.11.2018 Вильданов Рустем Ринатович 36 лет

Мы готовы сотрудничать в Проектировании обустройства данных скважин. ООО ЭНЕРГОСТРОЙ .

14.07.2017
Арбитражный управляющий "Ямалспецстроя" обещает работникам зарплату не раньше октября

19.11.2018 Куренев Александр Валерьевич

Короче нет с ними никакой связи, на письма не отвечают, все замяли

26.10.2018
Павел Завальный: Налоговую нагрузку на нефтекомпании увеличивать нельзя

01.11.2018 Стадников Владимир Григорьевич

рост цен на топливо у нас идёт постоянный, вне зависимости от цены на нефть, и тем более., уж размер акцизов и налогов вполне сопоставим с размером прибыли нефтяных компаний.. которые сами вольны в формировании цены, ведь у них в распоряжении и добыча и переработка и реализация на внутреннем рынке и экспорт к тому же,да и правительство с ними "консультируется",а не музыку заказывает....

Индекс цитирования