Теоретические предпосылки выявления коллекторов в доюрском комплексе в западной части ХМАО
Страхов П.Н., Маркелова А.А., ФГАОУ ВО РУДН, Страхова Е.П., МГРИ им. Серго Орджоникидзе
УДК 622.276
Ключевые слова: коллектор, трещины, поры, вторичные процессы, залежи нефти и газа, магматические и метаморфические породы
В статье рассматриваются перспективы обнаружения коллекторов в верхней части разреза доюрского комплекса. Первоначально в пределах рассматриваемой толщи, как правило, формировались породы с очень плохими фильтрационными свойствами. Исключение составляют карбонатные отложения, которые часто имеют достаточно большие значения пористости и проницаемости. Остальная часть рассматриваемой части разреза доюрского комплекса представлена магматическими и метаморфическими породами. Образование в которых пустотного пространства определено характером воздействия на них вторичных процессов. Наряду с трещинами возможно формирование пор благодаря развитию гипергенных процессов. В наиболее благоприятном положении оказываются интрузивные магматические породы, которые состоят из наиболее крупных кристаллов.
Структурные и минералогические особенности баженовской свиты
в районе Среднеобской низменности
Нагаева С.Н., Трищ А.И., Шамин Д.А., ТИУ, филиал в г. Сургуте, РФ
УДК 551.31
Ключевые слова: баженовская свита, петрографические шлифы ЮС0, сланцевые породы, петрофизическая модель коллектора, Среднеобская низменность
В статье представлены результаты исследования шлифов баженовской свиты с помощью микроскопа Полам 312 и видеокамеры ProgResC3 на основе образцов добывающих скважин, пробуренных в Среднеобской низменности. Описан вещественный состав битуминозных отложений свиты и его пространственное изменение. Выделены типы пород, присущие сланцевым отложениям баженовской свиты.
Применение безбаритовой системы бурового раствора на основе
формиатов калия для эффективного бурения скважин в осложненных условиях
Овчинников В.П., Шемелина О.Н., Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Минченко Ю.С., Каверзин С.А., Северо-Кавказский Федеральный Университет
УДК 622.24
Ключевые слова: безбаритовая система бурового раствора на основе формиата калия, гидратация глин, термостабильность, градиент температур горных пород, пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, призабойная зона пласта
В данной статье рассматривается проблема сохранения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов нефти и газа и обеспечение стабильности ствола при проводке скважин в сложных горно-геологических условиях. Для ее решения предлагается применение безбаритовой системы бурового раствора на основе формиатов калия.
В статье приведен анализ существующих типов промывочных жидкостей, описаны основные достоинства и недостатки их применения на промысле.
Особое внимание уделено процессам взаимодействия между скважиной с большим отходом от вертикали (БВО) со вскрываемыми проницаемыми пластами при ее сооружении.
В работе проведено исследование рецептуры технологической жидкости и сделаны выводы по влиянию содержания компонентов в ее составе на эффективность проводки скважины.
По результату опытно-промышленной работы было принято решение о применении бурового раствора на основе высокого содержания формиатов калия.
Вопросы разработки и опыт применения не цементируемых фильтров эксплуатационных колонн на скважинах Камчатского края
Загородний М.Ю., АО «Газпром промгаз»
УДК 622.245.428
Ключевые слова: газоконденсатные месторождения, субгоризонтальные скважины, водоизоляционные работы, фильтр скважины, освоение скважины
В настоящей статье рассматриваются вопросы разработки и опыт эксплуатации скважин Нижнеквакчикского газоконденсатного месторождения с не цементируемым фильтром эксплуатационной колонны.
Новый метод восстановления герметичности межколонного пространства и ликвидация межколонных давлений в нефтегазовых скважинах
Буркова А.А., ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет»,
Климов В.В., Институт нефти, газа и энергетики ФГБОУ ВПО «КубГТУ»
УДК 622.24
Ключевые слова: скважина, межколонные давления, ремонтно-изоляционный состав негерметичность межколонного пространства, ремонтно-изоляционные работы, флюид
При строительстве скважин на нефтяных месторождениях, особенно на месторождениях с большим газовым фактором и на подземных хранилищах газа (ПХГ), обеспечить надёжную герметичность крепи скважин удается далеко не всегда. Поэтому надежное разобщение пластов коллекторов с различным флюидосодержанием часто не обеспечивается, что приводит к межпластовым перетокам флюидов, появлению межколонных давлений и необходимости проведения исправительного цементирования с использованием цементных, цементно-полимерных, полимерных и других ремонтных тампонажных составов. В данной работе рассмотрен новый метод восстановления герметичности межколонного пространства и ликвидация межколонных давлений на основе применения водных растворов хлористого кальция и сульфата натрия.
Оценка безгидратных депрессий на пласт для эксплуатационных скважин надсеноманских горизонтов Западной Сибири
Рябов Д.Ю., ОАО «Севернефтегазпром»,
Истомин В.А., Сергеева Д.В., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
УДК 622.279
Ключевые слова: надсеноманские горизонты, туронская залежь, безгидратные депрессии на пласт, гидратообразование, призабойная зона пласта
Рассматривается методика определения безгидратных депрессий газовых скважин, эксплуатирующих низкотемпературные надсеноманские отложения (Турон, Сенон и др.) Западной Сибири. По результатам термодинамических расчетов неизотермического течения газа в призабойной зоне скважин построена номограмма, позволяющая находить предельные безгидратные депрессии на пласт (максимально возможные депрессии, не приводящие к гидратоотложению в призабойной зоне). В частности, с помощью номограммы можно определить безгидратные депрессии добывающих скважин за весь период разработки туронских отложений (Южно-Русское, Харампурское и Заполярное месторождения). Термодинамические расчеты могут быть использованы при установлении технологических режимов газовых скважин туронского, сенонского и других надсеноманских горизонтов.
Уточнение методик определения вязкости природных газов в пластовых условиях
Янукян А.П., Филиал Тюменского индустриального университета в г. Сургуте
Верисокин А.Е., Институт наук о Земле Северо-Кавказского федерального университета
УДК 622.691
Ключевые слова: вязкость, природный газ, пласт, давление, температура, газопромысловое оборудование
Статья посвящена вопросам уточнения определения вязкости многокомпонентных газовых смесей. На основе расчетов вязкостей полярных и неполярных газов по методикам, в основе которых положены уравнения Чэпмена-Энскога, Брокау и Голубева, были установлены расхождения со значениями, определенными лабораторным путем. В статье предложен новый метод определения вязкости газов с учетом влияния высоких давлений и температур.
Сравнительный анализ основных методов коррозионного мониторинга объектов добычи углеводородов
Кантюков Р.Р., Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К., Ибатуллин К.А., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
УДК 620.197.3
Ключевые слова: объекты добычи углеводородов (газа), скорость коррозии, коррозионный мониторинг, ER-датчик, LPR-датчик, гравиметрический метод, внутритрубная диагностика
Многие газовые и газоконденсатные месторождения отличаются присутствием в добываемой продукции коррозионно-агрессивных диоксида углерода (Бованенковское, Уренгойское, Юбилейное и другие месторождения) или сероводорода (Астраханское и Оренбургское месторождения). В таких эксплуатационных условиях при наличии влаги и других коррозионно-опасных факторов происходит развитие углекислотной или сероводородной коррозии, которые приводят к образованию, как общих (равномерных), так и локальных коррозионных повреждений (питтингов, язв и их скоплений). В условиях добычи газа, в отличие от нефти, коррозия может иметь место как по нижней образующей трубы, так и при конденсации влаги на верхней образующей трубы. Для контроля коррозионного состояния объектов добычи углеводородов, содержащих коррозионно-агрессивные компоненты, используются различные методы коррозионного мониторинга, включающие контроль датчиков коррозии, диагностические обследования и др. Основным параметром для оценки опасности является скорость коррозии, которая может замеряться несколькими способами. В дополнение к основному гравиметрическому методу, основывающемуся на оценке коррозии по массовым потерям веса образцов-купонов, используются еще два метода определения скорости коррозии (метод электрического сопротивления (ER-датчик) и метод линейного поляризационного сопротивления (LPR-датчик)). Диагностические обследования, которые включают внутритрубную диагностику и толщинометрию (ультразвуковым методом или радиографическим контролем), позволяют определить остаточную толщину стенки трубы или оборудования и обнаружить утонения и локальные дефекты. Каждый из методов контроля по отдельности имеет свои ограничения в точности, оперативности или объеме получаемых данных мониторинга коррозии. Использование комплекса методов позволяет сформировать более достоверную картину коррозионного состояния объекта.
Промысловая подготовка природного газа с генерацией электроэнергии
Кубанов А.Н., Изюмченко Д.В., Прокопов А.В., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
Слугин П.П., ПАО «Газпром»
Чепурнов А.Н., Анерт Ф., Винтерсхалл ДЭА Раша ГмбХ
УДК 622.279.8 56
Ключевые слова: низкотемпературная сепарация, турбодетандерный агрегат, детандер-генераторный агрегат, электрогенерация, ачимовские залежи, выбросы СО2
Традиционно для повышения эффективности промысловой подготовки газа и газового конденсата рассматриваются технологии углублённого извлечения углеводородов С2+ или С3+ в составе товарного продукта УКПГ – конденсата газового нестабильного (КГН), а также мероприятия, позволяющие отсрочить ввод дожимных компрессорных станций (ДКС). Это достигается применением технологии низкотемпературной сепарации (НТС) с турбодетандерным агрегатом (ТДА) на пониженном температурном уровне технологического процесса.
В некоторых случаях существуют причины, не позволяющие реализовать такую концепцию, и тогда целесообразность применения ТДА оказывается под вопросом.
В публикации представлено новое направление в применении турбохолодильной техники в технологии промысловой подготовки газа с использованием производимой турбодетандером механической работы для производства электроэнергии. Получаемая электроэнергия может расходоваться на внутреннее потребление УКПГ и поступать во внешнюю сеть. Кроме того, это повысит экологическую привлекательность применения турбохолодильной техники на УКПГ.
Совершенствование методики оценки грунтовых условий промышленных площадок при проектировании системы электрохимической защиты от коррозии
Яворская Е.Е., Исупова Е.В., Агиней Р.В., ФГБОУ ВО «УГТУ»
УДК 620.193
Ключевые слова: удельное электрическое сопротивление грунта, неоднородность грунтовых характеристик, электрохимическая защита, технологические газонефтепроводы
В статье представлены результаты анализа действующей методики проектирования средств электрохимической защиты технологических трубопроводов от коррозии, на основании которых выявлены возможности для её совершенствования путем внедрения новых этапов оценки влияния различных факторов на неоднородность грунтовых условий и использования нового критерия – коэффициента неоднородности грунтовых характеристик, что позволяет повысить достоверность дальнейших расчетов электрических характеристик трубопроводов и параметров катодной защиты, адекватно оценивать степень коррозионной агрессивности грунта и при необходимости, осуществлять выбор мероприятий, направленных на минимизацию негативного влияния на параметры токораспределения в системе электрохимической защиты.
Резервы повышения эффективности компрессорных станций ГТС России в условиях современного энергоперехода
Бронников А.Н., Кайдаш А.С., Коноплев Т.Ф., Шаповало А.А., ПАО «Газпром»,
Аверьянов В.К., Блинов А.Н., АО «Газпром промгаз»
УДК 621.51
Ключевые слова: энергетическая эффективность компрессорных станций магистральных газопроводов (КС МГ), детандерные генераторные агрегаты, выработка электроэнергии, новые продукты с большой прибавочной стоимостью, водород, метано-водородные смеси, потенциал КС МГ, обеспечение собственных нужд, энергоэффективный режим работы, газоперекачивающий агрегат, газотурбинная установка
Показатели энергоэффективности компрессорных станций (КС) являются ключевыми, так как компримирование газа является наиболее энергоемким теплоэнергетическим процессом в газовой отрасли. Развитие малоуглеродных технологий и появление в связи с этим рынка новых продуктов определяют необходимость изучения резервов повышения эффективности КС в новых условиях. В статье рассмотрены и обоснованы способы повышения эффективности работы КС МГ за счет выработки и реализации новых продуктов: водорода, кислорода и метано-водородных смесей (МВС) за счет наиболее полного использования вторичных энергетических ресурсов (ВЭР) КС.
К вопросу о надёжности систем АСУТП на этапах проектирования,
приемочных испытаний, опытной и текущей эксплуатации
Поддубный А.В., Пхакадзе В.Г., ООО «Газпром трансгаз Москва»
УДК 681.5.03
Ключевые слова: автоматическая система управления, надежность, отказоустойчивость, системы автоматического управления, телемеханика
Внедрение современных автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП) с алгоритмами автоматической обработки поступающих сигналов и управлением исполнительными механизмами опасных производственных объектов (ОПО) на газотранспортных и газораспределительных объектах позволяет повысить эффективность управления и снизить вероятность инцидентов и аварий в отрасли. Применение АСУТП (системы автоматического управления (САУ) газораспределительных станций (ГРС), САУ компрессорных цехов (КЦ), САУ газоперекачивающих агрегатов (ГПА), систем линейной телемеханики (СЛТМ), автоматических аналитических систем, программных средств обработки технологической информации) позволяет увеличить производительность технологических процессов и их эффективность не только при работе в автоматических режимах, но и за счет оперативности и полноты представления ситуационных данных оперативному и диспетчерскому персоналу. Степень эффективности автоматизированных систем зависит не только от степени алгоритмизации САУ, объема ее функциональных возможностей, но и от параметров, определяющих ее безотказность, способность к самодиагностике и восстановлению. По итогам анализа параметров надежности предлагаются обновления в проект типовых требований к показателям надежности при создании автоматизированных систем производственно-технологических комплексов.
Theoretical Premises for Identifying Reservoirs in the Pre-Jurassic Complex in the Western Part of the Khanty-Mansi Autonomous Area
P.N. Strakhov, A.A. Markelova, RUDN University
E.P. Strakhova, Sergo Ordzhonikidze Russian State University for Geological Prospecting
Keywords: reservoir, fractures, pores, secondary processes, igneous and metamorphic rocks, oil and gas deposits
The paper considers the opportunities to discover reservoirs in the upper part of the pre-Jurassic complex section. Initially, the rocks with very poor filtration properties were usually formed within the current strata. The exception are the carbonate deposits, which often have rather higher porosity and permeability values. Igneous and metamorphic rocks built the rest part of the pre-Jurassic complex section. The formation of voids in these rocks is determined by the impact of secondary processes on them. Along with fractures, the pores formation is possible as well, due to hypergene process. Intrusive igneous rocks, which consist of the larger crystals, are in the most favorable position.
Structural and Mineralogical Features of the Bazhenov Formation in the area of the Middle Ob Lowland
S.N. Nagaeva, A.I. Trishch, D.A. Shamin, Industrial University of Tyumen, Surgut branch
Keywords: Bazhenov formation, petrographic thin sections US 0, shale rocks, petrophysical reservoir model, Middle Ob lowland
The authors present the study results of thin sections of the Bazhenov formation using Polam-312 microscope and ProgResC 3 video camera taking the samples from the production wells drilled in the Middle Ob lowland. The paper describes the material composition of the formation bituminous deposits and its spatial variation. Also, the rocks categories inherent in shale deposits of the Bazhenov formation have been identified.
Application of Barite-free Drilling Mud Scheme based on Potassium Formates for Efficient Well Drilling in Abnormal Operating Conditions
V.P. Ovchinnikov, O.N. Shemelina, Tyumen Industrial University
Yu.S. Minchenko, S.A. Kaverzin, North Caucasus Federal University
Keywords: barite-free drilling mud scheme based on potassium formate, clay hydration, thermal stability, rock temperature gradient, plastic viscosity, dynamic shear stress, bottomhole formation zone
This paper addresses the issue of preserving the oil and gas reservoir permeability and porosity properties and ensuring the stability of the wellbore when drilling wells in complicated mining and geological conditions. In order to solve it, the authors proposed to use a barite-free drilling mud scheme based on potassium formates.
The paper presents the analysis of existing types of flush fluids and considers the key advantages and disadvantages of their use at the field operation.
Particular attention is paid to the interaction between an extended reach well (ERW) and open permeable layers during its construction.
The authors completed a study of the formulation of the process fluid and drew conclusions on the effect of the blend components content on the efficiency of well drilling.
The result of the pilot research work was the solution to use the drilling mud based on a high content of potassium formates.
Development Issues and Application Practice of Uncemented Filters of Production String in Wells in the Kamchatka Territory
M.Yu. Zagorodniy, Gazprom Promgaz JSC
Key words: gas condensate fields, sub-horizontal wells, waterproofing works, well filter, well operation
This article discusses the development issues and operating experience of wells with uncemented production casing filter at the Nizhnekvakchikskoye gas condensate field.
New Method for Restoring Intercasing Space Integrity and Elimination of Intercasing Pressures in Oil and Gas Wells
A.A. Burkova, Kuban State Technological University
V.V. Klimov, Institute of Oil, Gas and Power Engineering, Kuban State Technological University
Key words: well, intercasing pressures, intercasing space leakeage, repair and insulation works, fluid, repair and insulation mixture
When constructing wells at oil fields, particularly at fields with a higher gas-oil ratio as well as at underground gas storages, it is far from always possible to ensure reliable integrity of the well lining. Therefore, reliable insulation of the reservoir layers with different fluid content is often not ensured. It results in inter-layer fluids flows appearance, the intercasing pressures occurrence and requires remedial cementing by cement, cement-polymer, polymer and other repair grouting slurries. In the paper, the authors consider a new method for restoring intercasing space integrity and elimination of intercasing pressures using of aqua solutions of calcium chloride and sodium sulfate.
Estimation of Hydrate-free Depression on Stratum for Production Wells of the Upper- Cenomanian Horizons of Western Siberia
D.Yu. Ryabov, Severneftegazprom OJSC
V.A. Istomin, D.V. Sergeeva, Gazprom VNIIGAZ LLC
Key words: super-Cenomanian horizons, Turonian reservoir, hydrate-free depression on stratum, hydrate formation, bottom-hole zone
The paper addresses a technique for determining hydrate-free depressions in gas wells operating in low-temperature super-Cenomanian deposits (Turonian, Senonian series etc.) of Western Siberia. Based on the results of thermodynamic calculations of non-isothermal gas flow in the bottomhole zone, the authors set up the nomogram that allows one to define the extremum hydrate-free depressions on the stratum (the maximum possible drawdowns that do not lead to hydrate deposition in the bottomhole zone). In particular, the nomogram makes possible to determine the hydrate-free depressions of production wells over the entire period of the Turonian deposits development (Yuzhno-Russkoye, Kharampurskoye and Zapolyarnoye fields). Thermodynamic calculations can be used to establish the technological modes of gas wells in the Turonian, Senonian and other super- Cenomanian horizons.
Updated Methods for Determining the Natural Gas Viscosity in Reservoir Conditions
A.P. Yanukyan, Industrial University of Tyumen, Surgut branch
A.E. Verisokin, Institute of Earth Sciences, North Caucasus Federal University
Keywords: viscosity, natural gas, reservoir, pressure, temperature, gas production equipment
The paper addresses the issues of more precise viscosity definition of multicomponent gas mixtures. Based on viscosities calculations for polar and non-polar gases using techniques in terms of the Chapman-Enskog, Brokaw and Golubev equations, there was defined the divergence against the numbers determined in the laboratory. The authors propose a new method for determining the gases viscosity, considering the influence of high pressures and temperatures.
Comparative Analysis of the Key Methods of Corrosion Monitoring at Hydrocarbon Production Facilities
R.R. Kantyukov, D.N. Zapevalov, R.K. Vagapov, K.A. Ibatullin, Gazprom VNIIGAZ llc
Keywords: hydrocarbon (natural gas) production facilities, corrosion rate, corrosion monitoring, ER-sensor, LPR-sensor, gravimetric method, in-line diagnostics
Many gas and gas condensate fields feature the presence of corrosive carbon dioxide (Bovanenkovskoye, Urengoyskoye, Yubileynoye, etc) or hydrogen sulfide (Astrakhanskoye and Orenburgskoye) in the produced output. Under such operating environment in the presence of moisture and other corrosive hazardous agents, carbon dioxide or hydrogen sulfide corrosion propagate. It leads to the occurrence of both general (uniform) and local corrosion damages (pittings, craters and their accumulations). Gas production, unlike oil, features corrosion both along the lower pipe generatrix and during moisture condensation on the upper generatrix of the pipe. To control the corrosion state of facilities for recovering hydrocarbons containing corrosive agents, various monitoring methods are used, such as corrosion sensors monitoring, diagnostic examinations, etc. The main hazard assessing parameter is the corrosion rate. There are various techniques to measure it. In addition to the key gravimetric method based on the corrosion assessment by weight loss of coupon samples, two other methods for determining the corrosion rate are used (the electrical resistance method (ER-sensor) and the linear polarization resistance method (LPR-sensor)). Diagnostic examinations, which include in-line diagnostics and thickness measurement (by ultrasound or radiographic control), allow determining the residual thickness of the pipe wall or equipment and detecting their thinning and local defects. Each of the control methods has own limitations in terms of accuracy, timeliness or volume of corrosion monitoring data. A package of methods makes it possible to set a more reliable image of the facility corrosion state.
In-Field Treatment of Natural Gas plus Power Generation
A.N. Kubanov, D.V. Izyumchenko, A.V. Prokopov, Gazprom VNIIGAZ LLC
P.P. Slugin, PJSC Gazprom
A.N. Chepurnov, F. Anert, Wintershall DEA Russia GmbH
Key words: low-temperature separation, turboexpander unit, expander-generator unit, power generation, Achimov deposits, CO2 emissions.
Traditionally, in order to improve efficiency of in-field gas and gas condensate treatment there are considered the technologies for the profound extraction of C2+ or C3+ hydrocarbons as a part of the commercial output of comprehensive gas treatment unit, namely unstable gas condensate, as well as measures to postpone the commissioning of booster compressor stations. It might be achieved by employment of low-temperature separation (LTS) technology together with a turboexpander unit at a reduced temperature of the technological process.
In some cases, there are reasons that do not allow to implement such a concept, and then the expediency of using the turboexpander unit is in question.
The paper presents the new way in the application of turbo-refrigeration technology for in-field gas treatment using the turboexpander mechanical running for power generation. The electricity can be used for comprehensive gas treatment unit own consumption and supplied to the external network. In addition, this will increase the environmental attractiveness of turbo-refrigeration equipment at the comprehensive gas treatment unit.
Improving Procedure for Assessing Soil Conditions of Production Sites when Designing an Electrochemical Corrosion Protection System
E.E. Yavorskaya, E.V. Isupova, R.V. Aginey, Ukhta State Technical University
Key words: specific soil resistance, heterogenity of soil characteristics, electrochemical protection, process gas and oil pipelines
The paper presents the analysis results of the current procedures for designing electrochemical corrosion protection systems for process pipelines. According to the results there were identified the capabilities for the system improvement by means of implementing new stages of assessing the various factors’ influence on the soil inhomogeneity and applying a new indicator, i.e. heterogeneity coefficient of soil characteristics. It allows increase the further calculations reliability of pipelines’ electrical characteristics and cathodic protection parameters, appropriately assess the corrosive aggressiveness rate of the soil, and if necessary select measures aimed at the mitigation of negative impact on the parameters of transfer current ratio in the electrochemical protection system.
Reserves for Efficiency Improvement of Compressor Stations at the Russian Gas Transmission System as a Part of Contemporary Energy Transition
A.N. Bronnikov, A.S. Kaidash, T.F. Konoplev, A.A.Shapovalo, PJSC Gazprom
V.K. Averyanov, A.N. Blinov, Gazprom promgaz JSC
Keywords: energy efficiency of compressor stations (CS) at gas trunklines, expander generator sets, power generation, new products with a greater surplus value, hydrogen, methane-hydrogen mixtures, potential of CS at gas trunkline, technical needs provision, energy-efficient operation mode, gas compressor unit, gas turbine plant
The energy efficiency of compressor stations (CS) are the key indicator, since gas compression is the highest energy-intensive heat and power process in the gas industry. The development of low-carbon technologies and accordingly, emergence of the new products’ market gave rise to a required study of the potential of CS efficiency improvement in the new environment. The paper considers and substantiates ways to improve the efficiency of the trunklines’ CS through the production and sale of new commodities: hydrogen, oxygen and methane -hydrogen mixtures due to the most comprehensive utilization of secondary energy resources of the compressor stations.
Reliability Issues of Automated Control System for Technological Process at Engineering Design, Acceptance Tests, Preliminary Run, and Operation
A.V. Poddubny, V.G. Pkhakadze, Gazprom transgaz Moscow LLC
Keywords: automated control system, reliability, fault tolerance, systems for automatic control, telemechanics
The adoption of contemporary automated control systems for technological process with algorithms for automatic processing of incoming signals and control of actuating mechanisms of hazardous production units at gas transmission and gas distribution facilities improves management efficiency and reduces the chance of incidents and accidents in the industry. The use of automated control systems for technological processes, in particular, systems for automatic control of gas distribution stations, compressor shops, gas compressor units, linear telemechanics facilities, automatic analytical systems, software tools for processing technological information, allows improve the technological processes’ performance and efficiency. It can be reached not only in automated operating modes, but also due to the prompt and complete presentation of situational data to operational and dispatching personnel. The efficiency level of automated systems depends not only on the algorithmization rate of automated control system and its functional scope, but also on the parameters that determine its reliability, the ability to self-diagnose and restore. Based on the analysis results of the reliability, the authors propose updates to the draft of standard requirements for reliability indicators when creating automated systems for production and technological facilities.
