Спосіб контролю роботи підземного сховища газу

1. Спосіб контролю роботи підземного сховища газу, що включає періодичний оперативний контроль роботи свердловин підземного сховища газу шляхом виміру з установленим періодом значень параметрів - витрати, тиску і температури газу, їхнього запам'ятовування, індикації, порівняння кожного обмірюваного значення параметра з граничними і режимними уставками і видачу відповідного сигналу, якщо порушена уставка, який відрізняється тим, що додатково вимірюють атмосферний тиск і температуру зовнішнього повітря, визначають стан кожної свердловини, час включеного стану кожної свердловини і сумарний час включеного стану всіх свердловин за встановлені інтервали часу і кількість включених свердловин, вимір значень параметрів виконують на установці відключаючих пристроїв кожної свердловини, при цьому при відборі і накачуванні газу тиск вимірюють на вході-виході установки відключаючих пристроїв, перед першим відсічним краном і на ділянці трубопроводу між першим відсічним краном і керованим штуцером, температуру і витрату вимірюють на ділянці трубопроводу між першим відсічним краном і керованим штуцером, а при відборі додатково вимірюють тиск і темпера 2 (19) 1 3 86064 запам'ятовують, індукують і порівнюють його з уставками, якщо при виконанні оперативного контролю значень параметрів свердловини буде порушена нижня гранична уставка значенням витрати газу і, якщо витрата газу буде дорівнювати "0", то привласнюють значення "0" ознаці стану свердловини по витраті газу - d , якщо витрата газу не буде дорівнювати "0", або, якщо значення витрати газу не порушило нижню граничну уставку, то присвоюють значення "1" ознаці стану свердловини по витраті газу - d, після присвоєння значення d визначають значення ознаки стану свердловини ak по логічній формулі ak = bk × c k + c k × d , де ck- ознака, що дорівнює "1", якщо діє визначення стану свердловини по положенню відсічних кранів, і "0", якщо воно не діє, і, якщо ak=1, то формують і видають сигнал про те, що контрольована свердловина знаходиться у включеному стані, по якому в осередок для поточного числа включених свердловин додається "1", якщо нижня гранична уставка порушена значенням витрати газу, але значення витрати газу не дорівнює "0", або, якщо нижня гранична уставка порушена значенням тисків або температур, або порушена верхня гранична уставка значенням будь-якого параметра, то видають сигнал про порушення відповідної уставки, якщо нижня і верхня гранична уставки не порушені, то значення параметра порівнюють з нижньою і верхньою режимними уставками і, якщо одна з них буде порушена, то видають сигнал про це, після видачі сигналів про порушення уставок, про стан свердловини, а також, якщо не була порушена жодна уставка, переходять до контролю стану наступної свердловини. 3. Спосіб контролю роботи підземного сховища газу за пунктом 1, який відрізняється тим, що як інтегральні параметри свердловини використовують витрату газу через установку відключаючих пристроїв за годину, за добу, за місяць і за сезон і час включеного стану свердловини за місяць і за Винахід належить до газової промисловості і може бути використаний при накачуванні газу в підземне сховище і його відборі зі сховища. Відомий спосіб накачування газу в підземне сховище [А.с. СРСР №1399584. кл. F17D1/07, 1988, БИ №20], що включає ступеневе компримування з використанням стиснутого газу високого тиску на кожному ступіні для ежектирування додаткового обсягу газу низького тиску, здійснення компримування і ежектирування на кожному ступіні на одному режимі одною групою ежекторів при прийнятому максимальному постійному коефіцієнті ежекції до розрахункового підвищення тиску в сховище, виконання, при цьому, компримування та ежектирування після першого ступня з використанням в якості високонапірного газу - газу на виході наступного ступеня компримування, а в якості низьконапірного газу - стиснутого газу на виході попереднього ступеня компримування і ведуть накачування газу до розрахункового підвищення тиску наступної ступіні ежектирування. 4 сезон, як інтегральні параметри підземного сховища газу використовують сумарну витрату газу по усіх включених свердловинах за годину, за добу, за місяць і за сезон і кількість включених свердловин. 4. Спосіб контролю роботи підземного сховища газу за п.1, який відрізняється тим, що як усереднені параметри свердловини використовують усереднені за годину і за добу значення тисків і температур газу, а також витрати газу за одиниці часу. 5. Спосіб контролю роботи підземного сховищагазу за п.1, який відрізняється тим, що архівацію значень параметрів виконують при закінченні відповідного часового інтервалу шляхом засилання значення параметра, що архівується, у відповідний блок пам'яті й обнуління осередку, в якому зберігався параметр. 6. Спосіб контролю роботи підземного сховища газу за п.1, який відрізняється тим, що час включеного стану свердловини за годину, за добу, за місяць і за сезон визначають шляхом підрахунку часових міток, що відповідають заданій одиниці часу, при значенні ознаки стану свердловини - ak, рівній "1", а сумарний час включеного стану свердловин підземного сховища газу за місяць і за сезон визначають шляхом підсумовування часу включеного стану окремих свердловин за відповідні часові інтервали. 7. Спосіб контролю роботи підземного сховища газу за п.1, який відрізняється тим, що поточне число включених свердловин - ncв визначають шляхом підрахунку сигналів про те, що контрольована свердловина включена, формованих при кожному опитуванні параметрів свердловини в циклі оперативного контролю, після закінчення циклу виміру параметрів по всіх свердловинах поточне число включених свердловин - ncв засилають в осередок числа включених свердловин підземного сховища газу - Ncв, а осередок ncв обнулюють. Даний спосіб експлуатації підземних сховищ газу також, як і спосіб контролю роботи підземного сховища газу, що заявляється, включає контроль параметрів - тиску газу при роботі підземного сховища газу. Однак, відсутність контролю інших параметрів - витрати і температури газу, а також формування інтегральних і усереднених значень параметрів і їхнього контролю різко знижує ефективність контролю роботи підземного сховища газу через його низьку інформативність, що веде до втрат газу, тому що при роботі сховища не контролюється робота свердловин і оперативному персоналові важко оцінити роботу підземного сховища газу і вчасно вжити необхідних заходів для раціонального ведення технологічного процесу. Відомий спосіб контролю технологічних процесів [патент України №42160А, кл. G08В23/00, БВ №9. 2001], що включає циклічний вимір значень параметрів технологічного процесу, запам'ятовування й індикацію обмірюваного значення кожного параметра, контроль порушення значенням пара 5 метра його граничних уставок, виконуваний шляхом порівняння обмірюваного значення кожного параметра з його граничними уставками і видачу відповідного сигналу, якщо обмірюване значення параметра порушило граничну уставку, контроль величини приросту обмірюваного значення параметра, виконуваний після закінчення контролю порушення значенням параметра його граничних уставок незалежно від результатів цього контролю, і видачу сигналу, якщо приріст величини параметра перевищив установлену величину. Даний спосіб контролю технологічних процесів також, як і спосіб контролю роботи підземного сховища газу, що заявляється, включає контроль параметрів технологічного процесу. Однак, відсутність формування і контролю інтегральних і усереднених значень параметрів, тобто інформації про хід технологічного процесу в конкретних умовах підземного сховища газу знижує ефективність відомого способу. Найбільш близьким по технічній сутності є спосіб накачування газу в підземне сховище і його відбір [Деклараційний патент України №29135 А. кл. F17D1/07. 16.10.2000]. що включає компримування газу, його накачування в сховище і відбір зі сховища, при цьому, при накачуванні газу контролюють тиск газу в магістральному газопроводі, тиск і витрату газу на виході технологічної схеми накачування, нагнітання газу роблять при максимально припустимому тиску газу на виході технологічної схеми накачування і максимально можливій, при даному тиску газу в магістральному газопроводі, витраті газу, при відхиленні тиску газу в магістральному газопроводі від величини, для якої був установлений даний режим роботи технологічної схеми накачування, на величину, більшу встановленої границі, роблять коректування режиму роботи технологічної схеми накачування або зміну технологічної схеми накачування таким чином, щоб тиск газу на виході технологічної схеми накачування був максимально припустимим, а при відборі газу контролюють тиск і витрату газу в магістральному газопроводі і витрату газу на виході технологічної схеми відбору і підтримують витрату газу на виході технологічної схеми відбору, рівною планованій витраті газу, при зміні витрати газу в магістральному газопроводі або планованій витраті газу на величину, більшу встановленої границі, змінюють технологічну схему відбору або режим її роботи таким чином, щоб забезпечити на виході технологічної схеми відбору необхідну витрату газу. Даний спосіб накачування газу в підземне сховище і його відбір так само, як і спосіб контролю роботи підземного сховища газу, що заявляється. включає періодичний оперативний контроль роботи підземного сховища газу шляхом виміру значення параметрів - витрати, тиску і температури газу, їхнього запам'ятовування, індикації, порівняння з граничними і режимними уставками і видачу відповідного сигналу, якщо порушено уставку. Однак, відсутність виміру значень параметрів на установці відключаючих пристроїв кожної свердловини, у зазначених місцях, виміру атмосферного тиску і температури зовнішнього повітря, визна 86064 6 чення часу включеного стану кожної свердловини, кількості включених свердловин і стану кожної свердловини, визначення інтегральних значень витрати за встановлені часові інтервали і їхні запам'ятовування, індикації, архівації і визначення усереднених значень параметрів за такі ж часові інтервали часу і їхнього запам'ятовування, індикації, контролю й архівації знижує ефективність контролю роботи підземного сховища газу через його низьку інформативність, що веде до втрат газу, тому що при роботі сховища не контролюється робота свердловин і оперативному персоналові важко оцінити роботу підземного сховища газу і вчасно вжити необхідних заходів для раціонального ведення технологічного процесу. В основу передбачуваного винаходу поставлена задача удосконалення способу контролю роботи підземного сховища газу шляхом підвищення його інформативності і, як наслідок, ефективності контролю за рахунок збільшення числа вимірюваних і контрольованих параметрів, що характеризують роботу свердловин, підготовки і видачі оперативному персоналові відповідної інформації, що дозволяє більш точно оцінити хід технологічного процесу підземного сховища газу і вчасно вжити необхідних заходів для його раціонального ведення. Поставлена задача вирішується тим, що в способі контролю роботи підземного сховища газу, що включає періодичний оперативний контроль роботи свердловин підземного сховища газу шляхом виміру з установленим періодом значень параметрів - витрати, тиску і температури газу, їхнього запам'ятовування, індикації, порівняння кожного обмірюваного значення параметра з граничними і режимними уставками і видачу відповідного сигналу, якщо порушена уставка, ЗГІДНО ВИНАХОДУ додатково вимірюють атмосферний тиск і температуру зовнішнього повітря, визначають стан кожної свердловини, час включеного стану кожної свердловини і сумарний час включеного стану всіх свердловин за встановлені інтервали часу і кількість включених свердловин, вимір значень параметрів роблять на установці відключаючих пристроїв кожної свердловини, при цьому, при відборі і накачуванні газу тиск вимірюють на входівиході установки відключаючих пристроїв перед першим відсічним краном і на ділянці трубопроводу між першим відсіяним краном і керованим штуцером, температуру і витрату вимірюють на ділянці трубопроводу між першим відсічним краном і керованим штуцером, а при відборі додатково вимірюють тиск і температуру газу на виході установки відключаючих пристроїв перед другим відсічним краном, під час оперативного контролю кожної свердловини першим вимірюють значення витрати газу, після закінчення оперативного контролю кожного параметра перевіряють стан свердловини і, якщо свердловина відключена, то переходять до контролю наступного параметра свердловини, якщо свердловина включена й обмірюваний параметр є витратою газу, то переходять до визначення, запам'ятовування й індикації інтегральних значень параметрів даної свердловини і підземного сховища газу і архівації інтегральних значень па 7 раметрів даної свердловини, після чого переходять до контролю наступного параметра свердловини, якщо обмірюваний параметр не є витратою газу, то після його контролю переходять до визначення, запам'ятовування, індикації, контролю та архівації його усереднених значень, після чого переходять до оперативного контролю наступного параметра свердловини, а, якщо контролювався останній параметр свердловини, то, якщо ознака стану свердловини дорівнює «0», то відразу, а якщо ознака стану свердловини дорівнює «1», то після обчислення числа циклів вимірів параметрів даної свердловини за годину і за добу переходять до оперативного контролю параметрів наступної свердловини, після закінчення оперативного контролю параметрів усіх свердловин вимірюють, запам'ятовують, індицирують, усереднюють та архівують значення атмосферного тиску і температури зовнішнього повітря, визначають число циклів вимірів параметрів по всім свердловинам, що закінчилися, виконаних з початку години і з початку доби, архівують значення інтегральних параметрів, що характеризують роботу підземного сховища газу, і, після цього, переходять до наступного циклу оперативного контролю роботи свердловин, а також перед виконанням оперативного контролю отримують значення ознаки стану свердловини по положенню відсічних кранів - bk, що дорівнює «1», якщо свердловина включена, і дорівнює «0», якщо свердловина відключена, далі виконують оперативний контроль - вимірюють значення параметра пki, запам'ятовують, індицирують і порівнюють його з уставками, якщо при виконанні оперативного контролю значень параметрів свердловини буде порушена нижня гранична уставка значенням витрати газу і, якщо витрата газу буде дорівнювати «0», то привласнюють значення «0» ознаці станy свердловини по витраті газу - d, якщо витрата газy не буде дорівнювати «0», або, якщо значення витрати газу не порушило нижню граничну уставку, то присвоюють значення «1» ознаці стану свердловини по витраті газу - d, після присвоєння значення d визначають значення ознаки стану свердловини - аk по логічній формулі аk=bk×сk+ck×d, де сk ознака, що дорівнює «1», якщо діє визначення станe свердловини по положенню відсічних кранів, і «0», якщо воно не діє, і, якщо аk=1, то формують і видають сигнал про те, що контрольована свердловина знаходиться у включеному стані, по якому в осередок для числа включених свердловин додається «1», якщо нижня гранична уставка порушена значенням витрати газу, але значення витрати газу не дорівнює «0», або, якщо нижня гранична уставка порушена значенням тисків або температур, або порушена верхня гранична уставка значенням будь-якого параметра, то видають сигнал про порушення відповідної уставки, якщо нижня і верхня гранична уставки не порушені, то значення параметра порівнюють з нижньою і верхньою режимними уставками і, якщо одна з них буде порушена, то видають сигнал про це. після видачі сигналів про порушення уставок, про стан свердловини, а також, якщо не була порушена жодна уставка, переходять до контролю стану наступної свердловини, при цьому, як інтегральні 86064 8 параметри свердловини використовують витрату газу через установку відключаючих пристроїв за годину, за добу, за місяць і за сезон і час включеного стану свердловини за місяць і за сезон, як інтегральні параметри підземного сховища газу використовують сумарну витрату газу по усіх включених свердловинах за годину, за добу, за місяць і за сезон і кількість включених свердловин, а в якості усереднених параметрів свердловини використовують усереднені за годину і за добу значення тисків і температур газу і витрату газу за одиницю часу, крім того, архівацію значень параметрів роблять при закінченні відповідного часового інтервалу шляхом засилання значення параметра, що архівується, у відповідний блок пам'яті й обнуління осередку, в якому зберігався параметр, а час включеного стану свердловини за годину, за добу, за місяць і за сезон визначають шляхом підрахунку часових міток, що відповідають заданій одиниці часу, при значенні ознаки стану свердловини - аk, рівній «1», а сумарний час включеного стану свердловин підземного сховища газу за місяць і за сезон визначають шляхом підсумовування часу включеного стану окремих свердловин за відповідні часові інтервали, а поточне число включених свердловин - nсв визначають шляхом підрахунку сигналів про те, що контрольована свердловина включена, формованих при кожному опитуванні параметрів свердловини в циклі оперативного контролю, після закінчення циклу виміру параметрів по всім свердловинам поточне число включених свердловин - псв засилають в осередок числа включених свердловин підземного сховища газу - Ncв, а осередок nсв обнулюють. Додатковий вимір атмосферного тиску, температури зовнішнього повітря, визначення стану кожної свердловини, часу включеного стану кожної свердловини, сумарного часу включеного стану всіх свердловин і кількості включених свердловин, вимір значень параметрів по кожній свердловині на установці відключаючих пристроїв у зазначених точках, вимір під час оперативного контролю першим значення витрати газу, формування сигналу про те, в якому стані знаходиться свердловина, визначення, запам'ятовування, індикація й архівація інтегральних значень параметрів свердловин і всього підземного сховища газу, визначення, запам'ятовування, індикація, контроль і архівація його усереднених значень по всіх параметрах свердловин, а після закінчення оперативного контролю параметрів усіх свердловин вимір, запам'ятовування, індикація, усереднення й архівація значень атмосферного тиску і температури зовнішнього повітря, архівація значень інтегральних параметрів, що характеризують роботу підземного сховища газу, збільшують інформативність контролю роботи свердловин і всього підземного сховища газу і, як наслідок, підвищують ефективність контролю, тому що збільшення числа вимірюваних і контрольованих параметрів, підготовка і видача оперативному персоналові відповідної інформації, наприклад, інформації про інтегральні й усереднені значення параметрів або про порушення уставок, у зручному виді дозволяє більш точно оцінити хід технологічного процесу підземного сховища 9 газу і вчасно вжити необхідних заходів для його раціонального ведення. Крім того, архівація значень параметрів дозволяє нагромадити необхідні легкодоступні і легкооброблювані статистичні дані про роботу підземного сховища газу для їхнього використання при плануванні роботи в наступних сезонах. На кресленнях приведені: Фіг.1 - узагальнена схема збору (подачі) газу від свердловин (на свердловини) підземного сховища газу; Фіг.2 - схема збору (подачі) газу від однієї свердловини (на одну свердловину); Фіг.3 - система, що реалізує запропонований спосіб (приклад виконання); Фіг.4 - схема алгоритму роботи системи, що реалізує пропонований спосіб; Фіг.5 - схема алгоритму блоку «Початкові установки»; Фіг.6 - схема алгоритму блоку «Вимір, контроль та індикація значення параметра – nki»; Фіг.7 - схема алгоритму блоку. «Визначення, запам'ятовування та індикація інтегральних значень витрати газу і витрати газу за одиницю часу»; Фіг.8 - схема алгоритму блоку «Визначення, запам'ятовування, індикація і контроль усереднених значень параметрів»; Фіг.9 - схема алгоритму блоків «Вимір, запам'ятовування, індикація й усереднення значень температури зовнішнього повітря й атмосферного тиску» і «Архівація параметрів підземного сховища газу». Узагальнена схема збору (подачі) газу віл свердловин (на свердловини) підземного сховища газу - Фіг.1 містить свердловини 1-1, 1-2, ..., 1-K, шлейфи 2-1, 2-2, ..., 2-K, установки відключаючих пристроїв 3-1, 3-2, ..., 3-K, вхід-вихід кожної з яких з'єднаний відповідним шлейфом 2-1, 2-2, ..., 2-K з відповідною свердловиною 1-1, 1-2, ..., 1-K, трубопроводи відбору газу 4-і, 4-2, ..., 4-K, колектор відбору газу 5, до якого підключені через трубопроводи відбору газу 4-1, 4-2, ..., 4-K виходи установок відключаючих пристроїв 3-1, 3-2, ..., 3-K,пристрої підготовки і компримування газу 6, вхід яких з'єднаний з колектором відбору газу 5, сполений трубопровід 7, магістральний газопровід 8, до якого трубопроводом 7 підключений вхід-вихід пристроїв підготовки і компримування газу 6, колектор накачування газу 9, що з'єднаний з виходом пристроїв підготовки і компримлъання газу 6, трубопроводи накачування газу 10-1, 10-2,..., 10-K, через які колектор накачування газу 9 підключений до входів установок відключаючих пристроїв 3-1, 3-2, ..., 3-K. Схема збору (подачі) газу від однієї свердловини (на одну свердловину) - Фіг.2 містить свердловину 1-k, шлейф 2-k, один кінець якого з'єднаний зі свердловиною 1-k, установку відключаючих пристроїв 3-k, що складається з першого від січного крана 11-k, до одного кінця якого, що є входомвиходом установки відключаючих пристроїв 3-k, підключений шлейф 2-k, трубопроводу установки 12-k, один кінець якого з'єднаний із другим кінцем першого відсічного крана 11-k, керованого штуцера 13-k, що розміщений у трубопроводі установки 12-k, другого відсічного крана 14-k, вихід якого є 86064 10 виходом установки відключаючих пристроїв 3-k і з'єднаний із трубопроводом відбору газу 4-k, третій відсічній кран 15-k, вихід якого з'єднаний із трубопроводом установки 12-k і з входом керованого штуцера 13-k, вихід якого підключений до входу другого відсічного крана 14-k, вхід третього відсічного крана 15-k є входом установки відключаючих пристроїв 3-k і з'єднаний із трубопроводом накачування газу 10-k, датчик тиску 16-k, підключений до входу-виходу установки відключаючих пристроїв 3-k, перед першим відсічним краном 11-k, датчики тиску 17-k, температури 18-k і витрати газу 19-k, що підключені до трубопроводу установки 12-k між першим відсічним краном 11-k і керованим штуцером 13-k, датчики тиску 20-k і температури 21-k, що підключені до трубопроводу установки 12-k на виході установки відключаючих пристроїв 3-k між керованим штуцером 13-k і другим відсічним краном 14-k. Установка відключаючих пристроїв 3-k призначена для підключення до свердловини 1-k через шлейф 2-k пристроїв підготовки і компримування газу 6, при цьому, у режимі накачування газу відкривають відсічний кран 15-k і закривають відсічний кран 14-k, а в режимі відбору газу закривають відсічний кран 15-k і відкривають відсічний-кран 14-k, а відключення свердловини здійснюється закриттям відсіяного крана 11-k. Крім того, свердловину 1-k можна відключити також закриттям відсічного крана безпосередньо на усті свердловини (на кресленнях не показаний). Пристрої підготовки і компримування газу 6 включають у свій склад пристрої очищення газу, пристрої компримування газу, наприклад дожимну компресорну станцію, і пристрої переключення магістрального газопроводу 8 на подачу газу на накачування в підземне сховище газу або на прийом газу з підземного сховища газу. Система контролю, що реалізує пропонований спосіб - Фіг.3, містить датчики виміру параметрів, наприклад. 16-1, 17-1, 18-1, 19-1, 20-1, 21-1, ..., 16K, 17-K, 18-K, 19-K, 20-K, 21-K, 21-(K+1), 21-(K+2) (при необхідності і при наявності відповідних датчиків і каналів зв'язку в систему контролю, що реалізує пропонований спосіб можуть входити к інші датчики), блок збору і первинної підготовки інформації 22, до інформаційних входів якого підключені датчики 16-1, 17-1, 18-1,19-1, 20-1, 21-1, ..., 16-K, 17-K, 18-K, 19-K, 20-K, 21-K, 21-(K-1), 21-(K+2), пульт оператора 23, електронно-обчислювальну машину (ЕОМ) 24, першу шину 25, що з'єднує ЕОМ 24 і пульт оператора 23, другу шину 26, що з'єднує ЕОМ 24 і блок збору і первинної підготовки інформації 22, блок виводу інформації 27, третю шину 28, що з'єднує блок виводу інформації 27 і ЕОМ 24. В окремому випадку блок виводу інформації 27 може бути реалізований за допомогою одного або декількох дисплеїв. Усі датчики в системі, що реалізує запропонований спосіб, крім 21-(K+1), 21-(K+2), згруповані, по свердловинах, наприклад, датчик 16-K, означає, що це датчик визначеного виду, наприклад датчик тиску, що відноситься до k-οϊ свердловини, тобто встановлений на установці відключаючих пристроїв 3-k свердловини 1-k. А загальні для 11 всього підземного сховища газу датчики атмосферного тиску і температури зовнішнього повітря позначені 23-(K+3) і 21-(K+2) відповідно. Перед початком сезону роботи підземного сховища газу· - відбіра або накачування газу на підставі встановленого завдання по відбору (накачуванню) газу і параметрів газу, подаваного в магістральний газопровід або газу, що відбирається з нього, а також величинах відбору (накачування) газу і статистичних даних про роботу сховища по місяцях і добах у попередніх аналогічних сезонах складають плани роботи сховища в майбутньому сезоні в цілому, по місяцях і добах першого місяця роботи і визначають граничні і режимні уставки. У процесі роботи з результатів за місяць, що закінчується, коректують план роботи на наступаючий місяць, що також розбивають на добові плани. Контроль і оцінка роботи підземного сховища газу в запропонованому способі здійснюється в два етапи. На першому етапі здійснюють контроль роботи свердловин шляхом визначення знаходяться чи ні миттєві значення параметрів - витрати, тисків і температур газу кожної свердловини, вимірювані на установці відключаючих пристроїв, у встановлених межах, заданих режимними і граничними уставками. На другому етапі здійснюють контроль роботи свердловин шляхом визначення знаходяться чи ні усереднені значення параметрів - витрати, тиски і температури газу кожної свердловини у встановлених межах, заданих режимними і граничними уставками. Обидва етапи контролю роботи свердловин проводять періодично з однаковими або різними періодами в залежності від потужності використовуваних технічних засобів і від потужності підземного сховища. Період (або періоди) контролю установлюють відповідно до технологічного регламенту роботи підземного сховища газу, наприклад, рівними 5-25 секунд. Крім того, для візуальної оцінки ходу технологічного процесу накачування (відбору) газу передбачена індикація обмірюваних і усереднених значень усіх параметрів та індикація інтегральних значень параметрів - значень, що накопичуються за встановлені інтервали часу (година, доба, місяць і сезон). Як інтегральні параметри свердловини використовують витрату газу по свердловині за годину, добу, місяць і сезон, час включеного стану свердловини за місяць і сезон, а як інтегральні параметри по підземному сховищу газу використовують витрату газу по сховищу за годину, добу, місяць і сезон, сумарний час включеного стану свердловин сховища за місяць і сезон і кількість включених свердловин. В якості усереднених параметрів свердловини використовують усереднені за годину і за добу значення тисків і температур газу, а також витрата газу за одиницю часу. Відлік установлених часових інтервалів починається після початку роботи підземного сховища газу в режимі відбору або накачування газу від моменту початку робочої доби (наприклад, з 9-ти годин ранку за місцевим часом), тому і закінчення добових і місячних часових інтервалів відбувається одночасно з закінченням одного з годинних часових інтервалів. Відлік сезонних значень витрати 86064 12 газу починається з моменту початку роботи підземного сховища газу. У системі, що реалізує запропонований спосіб, зокрема в ЕОМ 24, програмним шляхом організований формувач часових інтервалів, який видає сигнали, що відповідають моментові закінчення заданих часових інтервалів - годинних, добових і місячних від заданого моменту часу, зокрема, від моменту початку першої робочої доби (наприклад, з 9-ти годин ранку за місцевим часом) після початку одного з робочих сезонів. Ці сигнали фіксують шляхом присвоєння значення «1» ознакам закінчення часових інтервалів - місячних – м, добових д і годинних - г. Крім того, цей же формувач видає імпульси - часові мітки, що відповідають заданій одиниці часу - секунді або хвилині, використовувані для визначення часу включеного стану свердловин. При реалізації пропонованого способу контролю режимів роботи підземного сховища газу в залежності від виду параметра і місця його виміру використовуються одна або дві граничні уставки верхня і нижня і режимні уставки - верхня і нижня, що визначаються попередньо. При роботі підземного сховища газу оперативний персонал може включати або відключати свердловини шляхом закриття або відкриття відсічних кранів, наприклад, для k-ої свердловини (Фіг.2) за допомогою відсічних кранів 11-k, 14-k або 15-k на установці відключаючих пристроїв 3-k або відсічного крана на усті свердловини (на кресленні не показаний), через який шлейф 2-k підключений до устя свердловини 1-k. Якщо у свердловини всі відсічні крани мають датчики їх стану, то у відповідності з положенням зазначених кранів формується значення ознаки стану k-οϊ свердловини по положенню кранів - bk, що дорівнює «1», якщо свердловина включена, і дорівнює «0», якщо свердловина відключена. Тоді, наприклад, для схеми, приведеної на Фіг.2. свердловина включена - bk=1, якщо відкриті відсічний кран на усті, відсічний кран 11-k і один з відсічних кранів 14-k або 15-k, і свердловина відключена - bk=0, якщо закриті відсічний кран на усті або відсічний кран 11-k або обидва відсічних крана 14-k і 15-k. Крім того, одночасно формується ознака сk, яка дорівнює «1», якщо діє блок визначення значення ознаки стану даної свердловини по положенню відсічних кранів, і дорівнює «0», якщо цей блок відсутній або не діє. Однак, тому що не усі відсічні крани обладнані датчиками положення і не до всіх кранів прокладені канали зв'язку, а також через виходи з ладу датчиків визначення положення кранів на практиці постійно визначати автоматично положення ряду відсічних кранів і, відповідно, свердловин не можна. З огляду на приведені обставини опитування параметрів кожної свердловини здійснюється, починаючи з витрати газу, і по величині витрати газу формується значення ознаки стану свердловини по величині витрати газу - d у такий спосіб. Якщо величина витрати газу по свердловині, вимірювана на установці відключаючих пристроїв дорівнює «0», то свердловина відключена - d=0, а, якщо не дорівнює «0», то свердловина включена - d=1. Тоді, враховуючи, що визначення стану свердло 13 вини по положенню відсічних кранів має пріоритет перед визначенням по витраті газу отримуємо, що ознака стану свердловини – аk визначається по логічній формулі ak=bk×ck+ck×d. Для свердловин, що відключені, параметри - тиск і температура на ній не враховуються при усередненні їхніх значень, вони виміряються для контролю працездатності системи, що реалізує даний спосіб. На схемах алгоритмів роботи системи - Фіг.4, 5, 6, 7, 8 і 9 і в описі способу використані наступні позначення: k, K - порядковий і максимальний номер свердловини відповідно; і, І - порядковий і максимальний номер параметра свердловини відповідно; пki - обмірюване значення і-го параметра k-οї свердловиниж пkI - обмірюване значення витрати газу - першого параметра k-ої свердловини; Пkiг, Пkiд - значення усередненого за годину і за добу і-го параметра k-ої свердловини відповідно; ПkIг, ПkIд - значення l-го параметра - витрати газу за одиницю часу - за годину і за добу (при відборі це дебіт, а при накачуванні - приймальність свердловини) k-ої свердловини відповідно; Qkг, Qkд, Qkм, Qkсез - інтегральні значення витрати газу· за годину, добу, місяць і сезон по k-ій свердловині відповідно; Qг, Qд, Qм, Qсез - інтегральні значення витрати газу за годину, добу, місяць і сезон по підземному сховищу газу відповідно: Qkг=Qkг+пk1, Qkд=Qkд+пk1, QkM=Qkм+пk1, сез ceз Qk =Qk +пk1, і інтегральні значення витрати газу по підземному сховищу газу - годинне, добове, місячне і сезонне по формулах: Qг=Qг+пk1, Qд=Qд+пk1, Qм=Qм+пk1, Qcез=Qceз+пk1, а також значення витрати газу за одиницю часу - за годину і за добу для опитуваної свердловини по формулах: Пk1г=Qkг60/tв kг, ПK1д=Qkд 1440×/tв kд, де tв kг і tв kд виражені в хвилинах. Отримані інтегральні значення витрати газу по опитуваній свердловині й інтегральні значення витрати газу по підземному сховищу газу, а також значення витрати газу за одиницю часу для опитуваної свердловини ЕОМ 24 запам'ятовує і індіцирує за допомогою блоку виводу інформації 27. Далі ЕОМ 24 порівнює отримані значення витрати газу за годину і за добу (за одиницю часу) з режимними уставками і, якщо вони порушені, то видає повідомлення про порушення, а після цього або, якщо уставки не порушені, перевіряє, закінчились чи ні часові інтервали. Якщо закінчився тільки годинний (г=1) часовий інтервал, то ЕОМ 24 переписує в архів інтегральне значення витрати газу за годину й значення витрати газу за годину (за одиницю часу), в осередки, у яких вони були записані, і в осередок, у який записаний час включеного стану свердловини за годину, заносить нульове значення. Якщо закінчилися добовий (д=1) і годинний (г=1) часові інтервали, то ЕОМ 24 спочатку переписує в архів інтегральне значення витрати газу за добу й значення витрати газу за добу (за одиницю часу), а в осередки, у яких вони були 86064 14 записані, і в осередок, у який записаний час включеного стану свердловини за добу, заносить нульове значення, а потім переписує в архів інтегральне значення витрати газу за годину й значення витрати газу за годину, а в осередки, у яких вони були записані, і в осередок, у якій записаний час включеного стану свердловини за годину, заносить нульове значення. Якщо закінчилися місячний (м=1), добовий (д=1) і годинний (г=1) часові інтервали, то ЕОМ 24 спочатку переписує в архів інтегральні значення витрати газу за місяць і за сезон і час включеного стану свердловини за місяць і за сезон, а в осередки, у яких були записані інтегральне значення витрати газу за місяць і час включеного стану свердловини за місяць, заносить нульове значення, потім переписує в архів інтегральне значення витрати газу за добу й значення витрати газу за добу, а в осередки, у яких вони були записані, і в осередок, у якій записаний час включеного стану свердловини за добу, заносить нульове значення і також переписує в архів інтегральне значення витрати газу за годину й значення витрати газу за годину, а в осередки, у яких вони були записані, і в осередок, у якій записаний час включеного стану свердловини за годину, заносить нульове значення і після цього, а також у випадку, якщо не закінчився жоден з часових інтервалів, переходить до виміру інших параметрів цієї свердловини. Якщо при перевірці виявилося, що обмірюваний параметр не є витратою газу, то ЕОМ 24 визначає усереднені за годину і за добу значення обмірюваного параметра по формулах: Пкіг=(Пкіг×Nkг+пki)/(Nkг+1), Пкід=(Пкід×Nkд+пki)/(Nkд+1). Отримані усереднені значення параметрів ЕОМ 24 запам'ятовує та індіцирує за допомогою блоку виводу інформації 27 і порівнює з граничними і режимними уставками. Якщо порушена яканебудь уставка, то по сигналу від ЕОМ 24 блок виводу інформації 27 видає повідомлення про це. Після цього, а також, якщо уставки не порушені ЕОМ 24 перевіряє закінчилися чи ні часові інтервали. Якщо закінчився тільки годинний (г=1) часовий інтервал, то ЕОМ 24 переписує в архів усереднене за годину значення параметра, а в осередок усередненого за годину значення параметра заносить «0». Якщо закінчилися добовий (д=1) і годинний (г=1) часові інтервали, то ЕОМ 24 спочатку переписує в архів усереднене за добу значення параметра, а в осередок усередненого за добу значення параметра заносить «0», а потім переписує в архів усереднене за годину значення параметра, а в осередок усередненого за годину значення параметра заносить «0» і після цього, а також у випадку, якщо не закінчився жоден з часових інтервалів, переходить до виміру інших параметрів цієї свердловини. Якщо обмірюваний параметр був останнім параметром даної свердловини, то ЕОМ 24 перевіряє стан свердловини і, якщо вона включена, то визначає число циклів вимірів параметрів даної свердловини, що закінчилися, по формулах: Nkд=Nkд+1, Nkг=Nkг+1, 15 а після цього або, якщо свердловина була відключена, переходить до виміру параметрів наступної свердловини. Якщо ж обмірюваний параметр був останнім параметром останньої свердловини, то ЕОМ 24 передає в блок збору і первинної підготовки інформації 22 сигнал на вимір температури зовнішньоРатмг=(Ратмг×Nг+Pатм)/(Nг+1); Ратмд=(Ратмд×Nд+Pатм)/(Nд+1); Nд=Nд+1 а також переписує поточне число включених свердловин - nсв в осередок числа включених свердловин підземного сховища газу - Nсв і обнулють nсв. Далі ЕОМ 24 запам'ятовує і індицирує отримані значення і переходить до архівації цих значень і інших параметрів підземного сховища газу. Для цього ЕОМ 24 перевіряє закінчилися чи ні часові інтервали. Якщо закінчився тільки годинний (г=1) часовий інтервал, то ЕОМ 24 переписує в архів інтегральне значення витрати газу за годину по підземному сховищу газу й усереднені значення температури зовнішнього повітря й атмосферного тиску газу за годину, в осередки, у яких вони були записані заносить нульове значення, а ознаці закінчення годинного часового інтервалу привласнює значення «0» (г=0). Якщо закінчилися добовий (д=1) і годинний (г=1) часові інтервали, то ЕОМ 24 спочатку переписує в архів інтегральне значення витрати газу за добу по підземному сховищу газу і число включених свердловин, а в осередки, у яких вони були записані, і в осередки, у яких записані усереднені значення температури зовнішнього повітря й атмосферного тиску газу за добу, заносить нульове значення, а ознаці закінчення добового часового інтервалу привласнює значення «0» (д=0), а потім переписує в архів інтегральне значення витрати газу за годину по підземному сховищу газу й усереднені значення температури зовнішнього повітря й атмосферного тиску газу за годину, в осередки, у яких вони були записані заносить нульове значення, а ознаці закінчення годинного часового інтервалу привласнює значення «0» 86064 16 го повітря й атмосферного тиску, який здійснюють з допомогою датчиків 21-(K+1) та 21-(K+2). Після одержання обмірюваних значень зазначених параметрів ЕОМ 24 запам'ятовує них, індіцирує та обчислює їхні усереднені значення і число циклів вимірів параметрів, що закінчилися, по всім свердловинам по формулах: Тзовг=(Тзовг×Nг+Тзов)/ (Nг+1) Тзовд=(Тзовд×Nд+Тзов)/ (Nд+1) Nг=Nг+1 (г=0). Якщо закінчилися місячний (м=1), добовий (д=1) і годинний (г=1) тимчасові інтервали, то ЕОМ 24 спочатку переписує в архів інтегральні значення витрати газу за місяць і за сезон по підземному сховищу газу, в осередок, в якому було записано інтегральне значення витрати газу за місяць заносить нульове значення, а ознаці закінчення місячного часового інтервалу привласнює значення «0» (м=0). Потім переписує в архів інтегральне значення витрати газу за добу по підземному сховищу газу і число включених свердловин, а в осередки, у яких вони були записані, і в осередки, у яких записані усереднені значення температури зовнішнього повітря й атмосферного тиску газу за добу, заносить нульове значення, а ознаці закінчення добового тимчасового інтервалу привласнює значення «0» (д=0), і потім переписує в архів інтегральне значення витрати газу за годину по підземному сховищу газу й усереднені значення температури зовнішнього повітря й атмосферного тиску газу за годину, в осередки, у яких вони були записані заносить нульове значення, а ознаці закінчення годинного часового інтервалу привласнює значення «0» (г=0). Після цього ЕОМ 24 переходить до наступного циклу контролю роботи свердловин підземного сховища газу. По закінченні сезону подається сигнал, по якому встановлюються в одиничне положення ознаки закінчення всіх часових інтервалів і як, описано вище, здійснюється архівація значень всіх параметрів, що архівуються, у спеціально виділеному для результатів сезону блоці пам'яті. 17 86064 18 19 Комп’ютерна верстка Т. Чепелева 86064 Підписне 20 Тираж 28 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601