Способ и регулирующее устройство для эксплуатации подземного газохранилища

Способ и регулирующее устройство для эксплуатации подземного газохранилища

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение касается способа эксплуатации подземного газохранилища согласно ограничительной части пункта 1 формулы изобретения и регулирующего устройства для эксплуатации подземного газохранилища согласно ограничительной части пункта 17 формулы изобретения.

Подобный способ эксплуатации подземного газохранилища служит, прежде всего, для проведения процесса закачивания в газовое хранилище среды и откачивания среды из него. При использовании данного способа определенная среда закачивается в газохранилище и выкачивается из него, причем для закачивания и откачивания среды используется группа скважин, состоящая, по меньшей мере, из двух скважин, через которые среда протекает при закачивании и откачивании. Каждая из скважин относится к определенному слою хранения P₁-P_N, через который соответствующая скважина соединена со всем хранилищем для протекания среды. Скорость течения среды устанавливается на основании заданных значений.

Установка заданных значений для регулирования процессов закачивания и разгрузки является, как правило, задачей ответственного за резервуар инженера, который определяет подходящие задаваемые значения и задает их обслуживающему персоналу установки для эксплуатации и регулирования скважин. Производительность газохранилища, в частности эффективность процессов закачивания и откачивания, и емкость газохранилища для приема среды зависят, таким образом, в значительной степени от опыта и компетенции ответственного за резервуар инженера-оператора.

Из DE 19653725 C1 известны способ и устройство для контроля и регулирования процессов закачивания и откачивания среды в газохранилищах с определенным геометрическим объемом. При этом контроль и регулирование осуществляются на основе замеренного на устьевом оборудовании скважины давления и производной от него скорости потока или объемного потока определенной среды в скважине без необходимости непосредственного измерения количества перемещаемой по скважине текучей среды.

Способ, известный из DE 19653725 C1, облегчает контроль и регулирование процессов закачивания и откачивания в газохранилище, по которому можно получить определенные данные о скорости потоков в скважинах для реализации процессов закачивания и откачивания. Инженеру, отвечающему за резервуар и за эксплуатацию скважин, предоставляются при этом параметры состояния, характеризующие процессы закачивания и откачивания, причем само регулирование системы находится в ответственности этого инженера.

В основе данного изобретения лежит задача предоставления способа и регулирующего устройства для эксплуатации подземного газохранилища, с помощью которых для ответственного за резервуар инженера улучшается регулирование работы газохранилища при реализации процессов закачивания и откачивания среды и обеспечивается оптимальное использование газохранилища при более высокой эксплуатационной надежности.

Данная задача решается за счет способа с признаками п.1 формулы изобретения.

При этом согласно изобретению предусматривается, что заданные значения определяются таким образом, чтобы разница в значениях гидравлического давления среды в соответствующих группах скважин была сведена к минимуму.

Изобретение исходит из основной идеи, основывающейся на том, чтобы описать поведение газохранилища и соединенных с ним скважин для закачивания и откачивания среды с помощью математической модели и на основе математической модели рассчитать задаваемые значения для регулирования скважин. Способ согласно изобретению предоставляет, таким образом, возможность максимальной автоматизации процессов регулирования и оказания всемерной поддержки отвечающему за эксплуатацию газохранилища инженеру путем выдачи задаваемых значений.

Задаваемые значения определяются согласно изобретению таким образом, что разница между значениями гидравлического давления в группах скважин, то есть между скважинами в газохранилище, сводится к минимуму. Группа скважин располагает двумя или большим количеством скважин. При этом не все скважины газохранилища должны быть отнесены к какой-то группе скважин. Возможен, например, вариант объединения двух скважин газохранилища в одну группу скважин и сведения к минимуму разницы между значениями гидравлического давления в этих скважинах. Можно, однако, рассматривать все скважины газохранилища как одну группу скважин и свести к минимуму разницу между всеми значениями гидравлического давления.

За счет минимизации разности давлений предотвращается возникновение процессов обтекания между скважинами в газохранилище для выравнивания разницы в давлении, благодаря чему предоставляется возможность равномерного закачивания и откачивания среды из газохранилища. Математическая модель описывает состоящую из газохранилища и из скважин установку настолько полно, что на основании параметров, полученных и рассчитанных в результате замеров, надежным образом могут быть выведены задаваемые значения скорости течения, которые должны быть установлены в отдельных скважинах и которые предотвращают появление разницы в значениях гидравлического давления в скважинах.

Предпочтительно математическая модель представляет собой сетевую схему, описывающую взаимодействие, по меньшей мере, двух скважин и газохранилища в виде сети. С этой целью сеть располагает элементами в виде элементов сопротивления, источников напряжения и элементов, которые описывают поведение, по меньшей мере, двух скважин и газохранилища, то есть сопротивления потоков, емкости и тому подобное. Математическая модель в виде сетевой модели может быть затем рассчитана по известным в электротехнике принципам теории беспорядочной непрерывной сетки.

Предпочтительно задаваемые значения корректируются таким образом, что соответствующие разнице в гидравлическом давлении между скважинами значения разности напряжений между точками сети, которые соответствуют значениям гидравлического давления, по меньшей мере, двух скважин, сводятся к минимуму. Разности давлений между гидравлическим давлением в скважинах газохранилища выражаются в данном случае в виде разности напряжений и за счет установки заданных значений сводятся к минимуму до такой степени, что в идеальном случае разность давлений равняется нулю.

Состояние газохранилища и связанных с ним скважин может постоянно изменяться во время эксплуатации, в частности в процессе закачивания и откачивания, по причине изменения соотношений давлений в газохранилище и в скважинах. Предпочтительно поэтому элементы сети, описывающей скважины и газохранилище, определяются и постоянно корректируются в режиме реального времени в зависимости от текущего состояния газохранилища. Параметры элементов зависят при этом, с одной стороны, от статических условий, например от выполнения буровых скважин и от использованных на скважинах узлов, таких как фильтры и колонны обсадных труб, а с другой стороны - от динамически изменяющихся величин, например от вида возникающего турбулентного или ламинарного потока и от соотношения давлений. Благодаря тому, что элементы сети рассчитываются в режиме реального времени на основе собранных измеренных величин, то гарантируется, что обязательно принимаются во внимание актуальное состояние газохранилища и, прежде всего, его динамически изменяющиеся параметры.

Предпочтительно предусмотрено, что задаваемые значения также корректируются в зависимости от состояния газохранилища. Корректировка задаваемых значений осуществляется здесь при изменении элементов сети, значение которых превышает определенное заданное предельное значение. Изменение установленного состояния газохранилища, непосредственно влекущее за собой изменение значений элементов сети, описывающей состояние скважин и газохранилища, не вызывает тем самым непосредственную корректировку заданных значений, а только в том случае, когда величина изменения превышает заданное предельное значение. Благодаря этому можно избежать ненужного последующего регулирования заданных значений.

Преимущественно значения элементов сети и/или заданные значения сохраняются согласно их назначению. Для этого значения элементов сети в качестве функции времени в течение процесса закачивания или откачивания вводятся в банк данных и могут быть использованы при дальнейшей эксплуатации.

Например, в этой связи сохраненные ранее заданные значения и элементы сети могут использоваться при эксплуатации газохранилища для определения его состояния. В частности, возможен вариант сохранения в банке данных архивных значений и элементов всей сети. Путем сравнения полученных актуальных заданных значений и касающихся скважин элементов сети с полученными ранее и сохраненными значениями можно судить об элементах, которые описывают сопротивления потока и емкость газохранилища и которые вместе с ранее полученными значениями могут быть сохранены и внесены в банк данных, а отсюда можно сделать вывод о состоянии установки, например об уровне заполнения газохранилища.

В одном из предпочтительных вариантов выполнения при определении элементов сети учитываются длины труб, диаметры труб и коэффициенты трения в трубах скважин. Длины труб, диаметры труб и коэффициенты трения в трубах могут варьироваться вдоль каждой скважины и учитываются соответственно при определении элементов сети. С этой целью скважина может быть разделена на отдельные участки, к которым соответственно относятся определенная длина трубы, определенный диаметр трубы и определенный коэффициент трения в трубе, на основе которых с использованием интегрального метода можно судить о сопротивлении потока во всей скважине.

Для определения элементов для технико-сетевого описания скважины характеризующие выполнение скважины длины труб, диаметры труб и коэффициенты трения в трубе предпочтительно заранее сохраняются в банке данных и запрашиваются оттуда для определения элементов. Банк данных содержит детальную информацию о специфическом выполнении скважин, об их направлении в образующей газохранилище горной породе, об используемых в скважине узлах и о точном выполнении скважин, в частности об их длинах, диаметрах и коэффициентах трения в трубе.

Еще в одном варианте реализации способа в процессе откачивания на каждой скважине дополнительно контролируют разности давлений между слоем хранения и устьевым оборудованием скважины, расположенным на противоположном слою хранения окончании скважины, с тем чтобы значение разности давлений не превышало определенное предельное значение. Тем самым отслеживается, чтобы разность давлений между устьевым оборудованием скважины и слоем хранения в пределах одной скважины не становилась слишком большой и чтобы скорость потока в скважине не превышала определенного значения.

Задача решается далее за счет регулирующего устройства для эксплуатации подземного газохранилища для реализации описанного выше способа с признаками п.17 формулы изобретения.

Регулирующее устройство располагает интерфейсом, через который регулирующее устройство соединяется с группой скважин, состоящей, по меньшей мере, из двух скважин для закачивания среды в газохранилище или для откачивания среды из газохранилища, и регулирует, по меньшей мере, две скважины, причем, по меньшей мере, две скважины относятся соответственно к одному слою хранения, через который соответствующая скважина соединена для протекания среды с газохранилищем, в котором среда имеет определенное давление. Согласно изобретению регулирующее устройство выполнено так, что, по меньшей мере, две скважины регулируются таким образом, что разница в гидравлическом давлении среды в скважинах внутри группы скважин сведена к минимуму.

С помощью регулирующего устройства согласно изобретению предоставляется возможность максимальной автоматизации процесса эксплуатации газохранилища. Регулирующее устройство оказывает ответственному за резервуар инженеру всемерную поддержку при выполнении им своих задач и автоматически берет на себя выполнение поддающихся автоматизации и необходимых для реализации процессов закачивания и откачивания задач. При этом ответственному за резервуар инженеру целенаправленно вносятся предложения, благодаря которым обеспечивается эффективная и надежная эксплуатация газохранилища.

Предпочтительно регулирующее устройство располагает банком данных для накопления параметров скважин, относящихся к скважинам и газохранилищу, в виде технических и геологических данных, а также заархивированных измеренных величин. Для эксплуатации газохранилища регулирующее устройство использует большое количество информации, накопленной в банке данных, и регулирует работу газохранилища на основе этих накопленных данных в их комбинации с текущими измеренными величинами, описывающими состояние газохранилища в конкретный момент. Данные в банке данных предпочтительно регулярно обновляются и расширяются за счет текущих описывающих состояние газохранилища данных.

Предпочтительно регулирующее устройство имеет модуль управления эксплуатацией для регулирования скважин. Модуль управления эксплуатацией берет на себя выполнение задач в поддержку ответственного за резервуар инженера, рассчитывает и определяет задаваемые значения для регулировки скорости течения среды в скважинах и предоставляет, таким образом, возможность эффективной и надежной эксплуатации газохранилища при максимальном использовании его емкости и оптимизации процессов закачивания и откачивания.

Кроме этого регулирующее устройство включает в себя эталонный модуль скважины для определения параметров скважины, описывающих ее состояние. Эталонный модуль скважины осуществляет сбор и предварительную обработку данных о текущем состоянии скважин, замеряет и рассчитывает скорость потоков, а также элементы сети математической модели, описывающие скважины, и характеризует, таким образом, актуальное состояние каждой скважины.

Для управления параметрами скважин, собранных эталонным модулем скважин, служит предпочтительно модуль паспорта скважины регулирующего устройства, который взаимодействует с банком данных регулирующего устройства и управляет и делает доступными параметры, внесенные в банк данных и описывающие состояние скважин.

Лежащая в основе изобретения идея будет подробнее разъяснена ниже на примерах выполнения изобретения, изображенных на фигурах. На них представлено следующее:

фиг.1 - схематическое обзорное изображение подземного газохранилища для хранения среды, в частности природного газа, с тремя скважинами для закачивания и откачивания среды;

фиг.2 - схематическое изображение сети для определения задаваемых значений для регулировки скорости течения среды в скважинах при закачивании и откачивании среды;

фиг.3 - блок-схема программы регулирования работы газохранилища; и

фиг.4 - схематическое изображение регулирующего устройства для регулирования работы газохранилища.

На фиг.1 приводится схематическое обзорное изображение газохранилища 1, которое соединено с тремя скважинами 2₁, 2₂, 2_N для закачивания и откачивания складируемой в газохранилище 1 среды. Газохранилище 1 может быть выполнено, например, в виде хранилища в водоносном горизонте и использоваться для хранения природного газа или других сред.

Соединенные с газохранилищем 1 скважины 2₁-2_N имеют соответственно по одной проходящей между газохранилищем 1 и поверхностью земли трубе 4₁-4_N скважины, которая соединена для протока среды на одном своем конце, в основании Р₁-P_N скважины 2₁-2_N, с газохранилищем 1, а на другом конце - с регулировочным механизмом 3₁-3_N. К каждому регулировочному механизму 3₁-3_N присоединяется соответственно трубопровод 5₁-5_N скважины, который соединяет скважину 2₁-2_N с не изображенной на фигуре установкой на поверхности земли для дальнейшей переработки хранящейся в газохранилище 1 среды.

Для закачивания текучая среда направляется из установки на поверхности земли через скважины 2₁-2_N по трубопроводам 5₁-5_N и трубам 4₁-4_N в газохранилище 1. В обратном направлении для откачивания среды она направляется через скважины 2₁-2_N из газохранилища 1 на установку на поверхности земли. Скорость течения среды в газохранилище 1 или из него устанавливается для каждой скважины отдельно с помощью регулировочных механизмов 3₁-3_N, которые могут быть выполнены, например, в виде регулировочных клапанов и которые устанавливают количество среды, протекающей в единицу времени через скважину 2₁-2_N.

Регулировочные механизмы 3₁-3_N управляются с помощью регулирующего устройства 6, которое задает значения S₁-S_N и устанавливает посредством заданных значений S₁-S_N скорость течения среды в скважинах 2₁-2_N.

В процессе закачивания и откачивания может возникнуть разность между гидравлическим давлением в скважинах 2₁-2_N, которая может негативно сказаться на процессе закачивания и откачивания. Подобные разности давлений р_Р1-2, р_Р2-N, p_PN-1 могут привести к обтеканию среды в газохранилище 1 и снижают производительность газохранилища 1, особенно его емкость и эффективность процессов закачивания и откачивания.

Поэтому согласно изобретению предусмотрена установка заданных значений S₁-S_N на регулировочных механизмах 3₁-3_N скважин 2₁-2_N таким образом, чтобы разница в гидравлическом давлении р_Р1-2, р_Р2-N, p_PN-1 группы скважин, состоящей из скважин 2₁-2_N, была сведена к минимуму. Таким образом, достигается состояние, когда между значениями гидравлического давления р_Р1-2, р_Р2-N, p_PN-1 всех скважин 2₁-2_N не возникает разности давлений и когда можно максимально избавиться от процессов обтекания между отдельными скважинами Р₁-P_N в резервуаре.

При этом возможно также отнесение только двух из скважин 2₁-2_N к одной группе скважин и сведение к минимуму разности давлений только между этими скважинами 2₁-2_N. Однако все скважины 2₁-2_N можно с успехом рассматривать как одну группу скважин и к минимуму сводить разницу между всеми значениями гидравлического давления р_Р1-2, р_Р2-N, p_PN-1 в газохранилище 1.

Одна из важнейших задач при эксплуатации газохранилищ 1, в частности хранилищ природного газа, заключается в распределении количества подлежащей закачиванию или откачиванию среды по имеющимся в распоряжении скважинам 2₁-2_N в зависимости от их производительности. При этом необходимо иметь в виду, что не должна возникать большая разность между значениями гидравлического давления в скважинах 2₁-2_N для целенаправленного достижения определенных механических процессов течения внутри резервуара газохранилища 1. Это распространяется на процессы закачивания и откачивания среды. При откачивании дополнительно необходимо контролировать скважины 2₁-2_N на предмет того, чтобы разность давлений р_1О-Р, р_2О-Р, p_NO-Р (депрессия) между устьевым оборудованием О₁-O2_N скважины и слоем хранения Р₁-P_N скважины 2₁-2_N не превышала определенного значения.

Закачиваемое или откачиваемое количество среды регулируется на скважинах 2₁-2_N за счет устанавливаемых на регулировочных механизмах 3₁-3_N задаваемых значений S₁-S_N. Регулировочные механизмы 3₁-3_N выполнены, например, в виде регулировочных клапанов и регулируют за счет установки задаваемых значений S₁-S_N скорость течения среды через скважины 2₁-2_N.

Для определения задаваемых значений S₁-S_N используется математическая модель, которая описывает поведение скважин 2₁-2_N и газохранилища 1 с помощью нелинейной сети, содержащей элементы в виде элементов сопротивления, источников напряжения и элементов, характеризующих поведение скважин 2₁-2_N и газохранилища 1.

Схематическое изображение сети, описывающей взаимодействие скважин 2₁-2_N и газохранилища 1, приводится на фиг.2. В сети каждая скважина 2₁-2_N изображается в виде сетевой ветви О₁-Р₁, О₂-Р₂, O_N-P_N и описывается на основе ее горизонтального сопротивления потока R_h1-R_hN, ее вертикального сопротивления потока R_v1-R_vN, коэффициента фильтрации а₁-a_N, коэффициента турбулентности b₁-b_N и коэффициентов Горнера α₁-α_N и β₁-β_N. На своем устьевом оборудовании скважины О₁-O_N скважины 2₁-2_N соединены с установкой на поверхности земли, а в слое хранения Р₁-P_N - с газохранилищем 1. Соединение скважин 2₁-2_N через газохранилище 1 характеризуется соответствующим сопротивлением потока R_s1-R_sN и элементом C_s1-C_sN.

При определении задаваемых значений S₁-S_N проблемными являются различные величины сопротивления скважин 2₁-2_N - из-за выполнения труб 4₁-4_N скважин, имеющихся в скважине 2₁-2_N фильтров и т.д. - и газохранилища 1.

Ниже будет кратко обобщено определение скорости течения через скважину 2₁-2_N с учетом выполнения скважин 2₁-2_N, состоящих из отдельных участков.

Для каждой скважины 2₁-2_N дистанция между газохранилищем 1 и установкой на поверхности земли рассчитывается следующим образом.

Сначала рассчитывается дистанция между газохранилищем 1 и слоем хранения Р₁-P_N скважины 2₁-2_N, обозначаемой также как забой скважины, по формуле

.

Для дистанции трубы скважины 4₁-4_N между слоем хранения Р₁-P_N скважины 2₁-2_N и устьевым оборудованием скважины О₁-O_N получается

а для дистанции трубопровода 5₁-5_N между устьевым оборудованием скважины О₁-O_N и установкой на поверхности земли

.

Эти уравнения можно соединить в уравнение

и в уравнение

и путем решения (1) и (2) по Q в уравнение

В приведенных выше уравнениях использованы следующие обозначения:

Q - скорость течения,

p_BS-F - гидравлическое давление в слое хранения Р₁-P_N скважины 2₁-2_N,

p_BS-R - полное давление потока в слое хранения Р₁-P_N скважины 2₁-2_N,

p_St-F - гидравлическое давление на устьевом оборудовании О₁-O_N скважины 2₁-2_N,

p_{уст-ка на пов.земли} - гидравлическое давление в конечной точке трубопровода 5₁-5_N на установке на поверхности земли,

Θ_{скважины} - сопротивление потока трубы 4₁-4_N скважины,

Θ_{трубопровода} - сопротивление потока трубопровода 5₁-5_N,

Θ_{комплекса} - сопротивление потока скважины 2₁-2_N в целом,

а - коэффициент фильтрации по Минскому,

b - коэффициент турбулентности по Минскому,

e^2S - барометрический коэффициент в скважине 2₁-2_N.

Уравнение (3) используется для создания кривых производительности для каждой скважины 2₁-2_N и представляет в качестве параметра для каждой скважины 2₁-2_N в виде семейства кривых скорость течения Q в зависимости от полного давления потока p_BS-R в слое хранения Р₁-P_N с гидравлическим давлением p_{уст-ка на пов.земли} на установке на поверхности земли. Для определения кривых производительности рассчитывается семейство кривых Q=f(p_BS-R, p_{уст-ка на пов.земли}) для p_{уст-ка на пов.земли}<p_BS-R и изображается в виде семейства кривых Q=f(p_BS-R) для различных p_{уст-ка на пов.земли}.

Полное давление потока p_BS-R выражает давление в газохранилище в слое хранения Р₁-P_N. Кривые производительности позволяют тем самым сделать суждение, какую скорость течения Q может обеспечить скважина 2₁-2_N при определенном давлении в газохранилище p_BS-R, когда на установке на поверхности земли удерживается заданное давление p_{уст-ка на пов.земли}.

Определение параметров a и b осуществляется экспериментально с помощью теста скважины. Прочие параметры газохранилища, такие как температура слоя, вязкость текучей среды, реальный газовый фактор, проводимость газа, проницаемость, проводимость под давлением, комплексные параметры, степень реальности газа, эффективный радиус буровой скважины, определяются с помощью проверки скважины на основе замеров роста и падения давления.

Как обычно, в уравнении (1) делается упрощение в том виде, что Θ_{комплекса} устанавливается как постоянная величина. Это не совсем точно и приводит к неполному учету изменяющегося вдоль трубы скважины сопротивления потока скважины 2₁-2_N. Поэтому в рамках представленного здесь способа сопротивление потока Θ=f(Q) рассчитывается как функция скорости течения Q и выполнения скважины 2₁-2_N и учитывается в уравнении (3) таким образом, что принимаются во внимание длины труб, диаметры труб и коэффициенты трения в трубе, накопленные в банке данных регулирующего устройства 6.

Расчет функции Θ=f(Q) как функции скорости течения Q и выполнения скважин 2₁-2_N слишком трудоемок, поскольку для каждой скважины необходимо учитывать большое количество узлов, например участки труб, фильтры, клапаны и т.п., поэтому он осуществляется с помощью компьютера регулирующего устройства 6.

Сопротивление потока рассчитывается (по участкам) следующим образом:

Причем λ обозначает коэффициент трения в трубе, d - диаметр трубы, Т - средняя температура среды, e^2s - барометрический коэффициент, а z - реальный газовый фактор. Длина трубы учитывается при определении веса столба среды. На основе полученных значений сопротивления потока могут быть затем непосредственно выведены характеризующие сопротивление потока значения элементов сопротивления R_h1-R_hN, R_v1-R_vN сети N.

В зависимости от так называемого числа Рейнольдса Re получаются различные значения сопротивления потока для турбулентных или ламинарных потоков. Вид потока учитывается поэтому при расчете сопротивления потока. В результате получается уравнение для Q=f(p_BS-R, Θ), которое служит для определения семейства кривых производительности и совершенно точно учитывает выполнение скважин 2₁-2_N.

При закачивании среды в газохранилище 1 и откачивании среды из него, по возможности, вообще не должна возникать разность в гидравлических давлениях скважин 2₁-2_N, с тем чтобы можно было предотвратить возникновение процессов обтекания внутри газохранилища 1. Для достижения этого рассчитывается целевое давление, и отсюда выводятся соответствующие задаваемые значения S₁-S_N для регулирования скорости течения Q в каждой отдельной скважине 2₁-2_N.

Для расчета используется приведенная на фиг.2 сеть N из элементов сопротивления R_h1-R_hN, R_v1-R_vN, R_s1-R_sN источников питания, барометрического коэффициента (e^2s), а также элементов C_s1-C_sN, которая позволяет произвести расчет взаимодействия скважин 2₁-2_N и газохранилища 1 согласно законам электротехники с целью рассчитать задаваемые значения S₁-S_N таким образом, чтобы свести к минимуму разность напряжений (в соответствии с разностью давлений p_p1-2, p_p2-N, p_PN-1) между точками Р₁-P_N. Таким образом, предоставляется возможность закачивания среды в газохранилище 1 и откачивания ее при предельном избегании возникновения процессов обтекания в газохранилище 1.

Изображенная на фиг.2 сеть N содержит элементы сопротивления R_h1-R_hN, R_v1-R_vN, а₁-a_N, b₁-b_N, α₁-α_N, β₁-β_N, которые были определены при предварительном проведении проверки скважин и сохранены в банке данных регулирующего устройства 6. Сопротивления R_h1-R_hN и R_v1-R_vN представляют горизонтальные и вертикальные составляющие сопротивлений отдельных скважин 2₁-2_N и рассчитываются для каждой отдельной скважины 2₁-2_N в зависимости от изменяющихся накопленных в банке данных длин труб, диаметров труб и коэффициентов трения в трубах.

Элементы сопротивления и накопительные элементы R_s1-R_sN и C_s1-C_sN образуют сеть RC эквивалентных сопротивлений, которая описывает соединение между скважинами 2₁-2_N и зависит от текущего состояния накопителя.

На фиг.3 в схематическом виде приводится последовательность реализуемой за счет регулирующего устройства 6 регулировки. Первоначально на ступени 99 устанавливаются задаваемые значения S₁-S_N. На основе замеренных в режиме реального времени состояний давления, которые представляют собой вектор состояния, из системы управления (состоящей из скважин 2₁-2_N и их узлов) на ступени 100 на ступени 101 осуществляется постоянный расчет значений элементов сопротивления R_h1-R_hN, R_v1-R_vN. Если в результате постоянного определения элементов сопротивления R_h1-R_hN и R_v1-R_vN появляются изменения, значение которых превышает определенную границу, то на ступени 102 производится новый расчет задаваемых значений S₁-S_N. Задаваемые значения S₁-S_N проверяются на ступени 103 функцией «сравнение предельных значений» вместе с замеренным в режиме реального времени вектором состояния системы управления на предмет их достоверности и предлагаются на ступени 104 оператору в качестве новых задаваемых значений. Оператор сличает на ступени 105 заданные значения S₁-S_N и передает их на ступени 106 в систему управления. Заданные значения S₁-S_N вносятся на ступени 107 в архив банка данных регулирующего устройства 6.

Функция «сравнение предельных значений» согласно ступени 103 содержит нижнее и верхнее предельные значения для подачи сигнала предупреждения или тревоги, которые устанавливаются оператором, как правило, ответственным за резервуар инженером, в зависимости от местных условий в газохранилище 1, от оснащения измерительной техникой (доступные значения измерений) и от желательного режима эксплуатации.

В одном из предпочтительных вариантов элементы R_s1-R_sN, C_s1-C_sN сети RC эквивалентных сопротивлений идентифицируются из накопленных архивных данных. В архиве хранятся представляющие параметры сети N параметры S₁-S_N, а₁-a_N, b₁-b_N, α₁-α_N, β₁-β_N, R_h1-R_hN, R_v1-R_vN, а также балансы закачивания и откачивания среды для каждой отдельной скважины 2₁-2_N. Путем сравнения полученных текущих параметров S₁-S_N, а₁-a_N, b₁-b_N, α₁-α_N, β₁-β_N, R_h1-R_hN, R_v1-R_vN с накопленными в архиве параметрами может быть определено состояние скважин 2₁-2_N и газохранилища 1, а также могут быть непосредственно выведены также хранящиеся в архиве элементы R_s1-R_sN и C_s1-C_sN сети RC эквивалентных сопротивлений, и таким образом может быть сделан вывод о текущем состоянии газохранилища 1.

Регулирующее устройство 6 выполнено предпочтительно в виде вычислительной системы и налажено для регулирования системы управления, включающей скважины 2₁-2_N, газохранилище 1 и установку на поверхности земли. Для реализации этой цели регулирующее устройство 6 располагает системой программного обеспечения, которая берет на себя выполнение задач по регулированию и установлена в вычислительной системе.

Система программного обеспечения выполняет функцию регулирования системы управления, в значительной степени в автоматическом режиме, и оказывает поддержку ответственному за резервуар инженеру при управлении работой газохранилища 1. С помощью системы программного обеспечения оптимизируется эксплуатация газохранилища 1 и эффективно реализуются процессы закачивания и откачивания среды. Благодаря оптимальному регулированию скважин 2₁-2_N системы управления может быть улучшена емкость газохранилища 1, а кроме этого могут быть увеличены сроки службы скважин 2₁-2_N, сокращены производственные расходы и заблаговременно обнаружен выход из строя оборудования.

Обзор функциональной реализации регулирующего устройства 6 приводится на фиг.4. Регулирующее устройство 6 включает в себя отдельные модули 61-64, 66-67, которые в качестве части системы программного обеспечения установлены в вычислительной системе регулирующего устройства 6.

Система программного обеспечения располагает модулем управления эксплуатацией 67, который производит оценку и анализ всех важных параметров, определяет задаваемые и предельные значения, а также выполняет прогнозирующие функции. Модуль управления эксплуатацией 67 предоставляет возможность эксплуатации газохранилища 1 в значительной степени в автоматическом режиме.

Релевантные технические и геологические данные, а также архивные значения измерений сохраняются в банке данных 61 (модуль «база знаний»), который актуализируется во время эксплуатации.

Модуль отчетов 62 производит на базе разработанных с учетом специфики эксплуатации шаблонов и на основе содержащейся в банке данных 61 информации документы с таблицами и графиками для менеджмента накопителя и документацию по текущим процессам.

Эталонный модуль 63 скважин служит для определения и проверки параметров скважин и свойств резервуара и позволяет сделать сравнение с прежними тестами и с другими скважинами 2₁-2_N.

Модуль паспорта 64 скважины берет на себя управление данными, касающимися скважин 2₁-2_N, и обеспечивает быстрый доступ ко всем параметрам скважин.

Система программного обеспечения регулирующего устройства 6 предоставляет возможность наблюдения и контроля над процессами закачивания и откачивания среды и информирует оператора о текущих измеренных величинах, а также об актуальном состоянии подземного оборудования газохранилища 1. При эксплуатации хранилищ в водоносном горизонте необходимо дополнительно принимать во внимание геологические особенности соответствующего месторождения в связи с параметрами скважин и с используемой текучей средой. Наряду с измеренными на установке величинами будет предоставляться большое количество информации (отчасти после дополнительных расчетов), с тем чтобы можно было определить задаваемые значения S₁-S_N для процессов закачивания и откачивания среды, особенно с учетом механических ограничений в резервуаре. Система программного обеспечения оказывает поддержку обслуживающему персоналу и освобождает его от выполнения рутинных операций (например, таких как определение параметров скважин 2₁-2_N и газохранилища 1, управление данными по скважинам и буровым скважинам, а также подготовка диаграмм, обзоров и докладов для составления документации об эксплуатации хранилища).

Система программного обеспечения регулирующего устройства 6 оказывает, кроме того, поддержку при принятии решений по оптимальной эксплуатации газохранилища 1 и берет на себя контроль за процессами закачивания и откачивания среды, в частности, в тех случаях, когда газохранилище 1 должно эксплуатироваться на пределе своей мощности.

Перед введением в действие регулирующего устройства 6 система программного обеспечения проводит анализ особенностей газохранилища 1 с его скважинами 2₁-2_N, а также требований к ведению процесса эксплуатации. На основе этих результатов система программного обеспечения подстр