Андреев Е.Б., Ключников А.И. и др. Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа

Подождите немного. Документ загружается.

Программное обеспечение SuiteVoyager (Web-сервер) обеспе-

чивает доступ удаленных пользователей к технологической ин-

формации через Интернет/Интранет. Источником информации

для портала служит база данных IndustrialSQL-сервера. Посред-

ством SuiteVoyager можно удалённо просматривать рабочие окна

АРМов операторских станций с помощью стандартного Web-

браузера.

20.5. АСУТП ЦЕХА ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО

ДАВЛЕНИЯ (ЦППД) НА БАЗЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ

ФИРМЫ EMERSON

Цех является условным типовым объектом, аккумулирующим

в себе все основные технологические составные части, исполь-

зуемые на объектах такого рода. Оборудование, эксплуатируемое

на этих объектах, также является типовым для используемой в

настоящее время технологии.

В предлагаемом решении рассматривается АСУТП, содержа-

щая наиболее полный набор реализуемых функций, позволяю-

щая в максимальной степени исключить участие человека в те-

кущем управлении и имеющая ряд других преимуществ.

Все установки ЦППД в штатном режиме работают полностью

автоматически и не имеют постоянно присутствующего на них

персонала. Наблюдение за работой установок и управление ими

производится из операторной, расположенной удалённо.

Большой объём получаемой информации требует мощных ап-

паратных средств её обработки с широкими возможностями их

масштабирования. Обоснованным является применение для по-

строения АСУТП распределенной системы управления (DCS-

системы), состоящей из программируемых контроллеров с разви-

тыми средствами интерфейса друг с другом и широким спектром

периферийных устройств. В число таких устройств должны вхо-

дить и набор рабочих станций, обеспечивающий интерфейс чело-

век-машина, и возможность построения иерархической структу-

ры управления с любым наперед заданным распределением

управляющих функций между уровнями.

ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА УПРАВЛЕНИЯ

Цех поддержания пластового давления включает водозабор-

ную станцию, получающую воду от двух водозаборных скважин,

2 кустовые насосные станции, каждая из которых оборудована

тремя агрегатами с центробежными насосами, 2-мя резервуарами,

331

дренажной ёмкостью с погружным насосом, дренажной ёмкостью

сбора масла, блоком напорной гребенки и блоком дозированной

подачи химреагента. Кроме этого, ЦППД содержит 100 нагнета-

тельных скважин и 20 водораспределительных блоков.

Принято, что водозаборные и нагнетательные скважины могут

находиться на расстояниях от 100 м до 3 км от кустовой насос-

ной и друг от друга.

СТРУКТУРА КОМПЛЕКСА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ АСУТП ЦППД

В качестве программно-аппаратных средств АСУТП выбрана

распределенная система Delta V компании Emerson. Комплекс

Delta V включает широкий набор программных и аппаратных

компонентов и позволяет расширять свои возможности путём

интеграции с продуктами других производителей.

На структурной схеме (рис. 20.7) предлагаемого решения по

автоматизации ЦППД представлены операторная, одна из двух

кустовых насосных станций, водозаборная станция и водораспре-

делительные блоки с нагнетательными скважинами.

С точки зрения иерархии уже традиционно просматриваются

три уровня:

- нижний уровень - уровень объекта;

- средний уровень - уровень контроллеров;

- верхний уровень - уровень операторной.

Нижний уровень системы управления включает в себя поле-

вое оборудование, состоящее из датчиков и исполнительных уст-

ройств, установленных непосредственно на технологическом обо-

рудовании. Подразумевается, что в системе управления исполь-

зуется полевое оборудование, хорошо зарекомендовавшее себя на

практике и выпускаемое серийно.

В рассматриваемом решении сделан акцент на максимально

широкое использование интеллектуальной полевой шины

Foundation Fieldbus. Эта шина позволяет связывать воедино до

16 интеллектуальных устройств по одной паре проводов на рас-

стоянии до 1900 м без применения репитеров. Кардинально рас-

ширяется объём собираемой информации, в который может вхо-

дить не только измеряемая величина, но и диагностическая ин-

формация об измерительном приборе, его калибровках, уставках.

Появляется возможность дистанционно изменять характеристики

устройств, оптимально адаптируя их к параметрам технологиче-

ского процесса.

Средний уровень системы - удаленные контроллеры

Delta V кустовых насосных станций (на структурной схеме -

одна) и контроллеры водораспределительных блоков ROC (Re-

mote Operated Controller). Эти контроллеры оборудованы ме-

332

Рис. 20.7. Структурная схема АСУТП ЦППД

стными пультами управления, источниками бесперебойного пи-

тания и способны работать автономно.

Контроллер системы Delta V поддерживает большое количе-

ство модулей ввода/вывода различного типа и способен управ-

лять всеми объектами КНС, включая насосные агрегаты; так как

насосные агрегаты поставляются комплектно со специализиро-

ванной пусковой и защитной автоматикой, в рассматриваемой

схеме связь агрегатной автоматики с контроллером осуществля-

ется по интерфейсу RS485/Modbus.

Для получения полной информации о состоянии насосных

агрегатов на кустовых насосных станциях применена система

мониторинга уровня вибраций и температур подшипников валов

CSI4500MS. Эта система интегрирована в АСУТП посредством

отдельного сегмента сети Ethernet, связывающего насосную стан-

цию с контроллером Delta V.

Компоненты верхнего уровня, размещённые в операторной и

показанные на структурной схеме, включают в себя:

- основную рабочую станцию Профессиональная Плюс

(Professional Plus);

- две операторские станции (Operator Station);

- архивный сервер (Historian Continuous), осуществляющий

накопление исторических данных по всему цеху. В целях обеспе-

чения сохранности исторических данных этот сервер оборудован

отказоустойчивым дисковым массивом;

- интеграционную станцию, представляющую собой Станцию

приложений (Application Station) с установленными на ней

ОРС-компонентами, которая предоставляет каналы связи с вы-

шестоящим уровнем управления и другим технологическим обо-

рудованием.

Связь с другими системами может осуществляться не только

с помощью интерфейса ОРС, но и путём расширения управляю-

щей сети Delta V, в которую могут быть легко интегрированы

контроллеры Delta V других технологических объектов с целью

их включения в общую АСУ ТП, а также дополнительные уда-

ленные рабочие станции.

Основная рабочая станция Профессиональная Плюс, являю-

щаяся сервером базы данных о конфигурации системы Delta V и

играющая наиболее важную роль в обеспечении работоспособно-

сти системы автоматизации, не используется в качестве постоян-

ного рабочего места для оперативного управления технологиче-

ским процессом.

В качестве панелей локального интерфейса на КНС и водо-

распределительных блоках могут быть использованы панели

HMI, выпускаемые разными производителями.

СЕТЕВОЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ КОМПОНЕНТОВ АСУТП

Для каналов связи системы Delta V, расположенных на кус-

товых насосных, предлагается использовать кабельные оптоволо-

конные линии связи, что является высоконадежным и много-

кратно проверенным решением.

Не исключается возможность создания удалённых опорных

пунктов, например, на базе далеко расположенной кустовой на-

сосной станции, в которых размещается дежурный персонал и

которые оборудованы всем необходимым, включая рабочую

станцию с доступом для мониторинга и управления технологиче-

скими объектами, обслуживаемыми этим пунктом.

Средством объединения всех контроллеров, серверов и рабо-

чих станций системы управления в единое целое служит управ-

ляющая сеть Delta V, охватывающая все технологические уста-

новки ЦППД и операторную. Эта сеть строится на основе

Ethernet и может содержать медные и оптоволоконные сегменты

(внутри помещений - на основе медной витой пары, между зда-

ниями и до кустовых насосных станций - на основе оптического

кабеля).

Контроллеры ROC не имеют полевого интерфейса Fieldbus,

поэтому для подключения датчиков с таким интерфейсом при-

менены преобразователи интерфейсов Rosemount 3420. Преобра-

зователь осуществляет доступ к 4-м полевым шинам Foundation

FieldBus, используя интерфейс Ethernet или RS-485 (протоколы

Modbus TCP/IP, Modbus RTU, ОРС).

Связь контроллеров ROC водораспределительных блоков с

верхним уровнем реализуется с помощью радиоканала.

Рекомендованные конфигурации сетевых устройств (коммута-

торов):

- Сетевой коммутатор 24 порта 10/100Base-TX (Cisco Catalyst

2950С);

- Сетевой коммутатор 8 портов 10/100Base-TX.

НАДЕЖНОСТЬ АСУТП

Надежность системы автоматизации обеспечивается за счет

применения высоконадежных приборов и исполнительных меха-

низмов. Все полевые датчики с интеллектуальным интерфейсом

обладают функциями самодиагностики.

Контроллеры, источники питания и аппаратура связи также

имеют высокие показатели надежности. Время наработки на от-

каз для системы из двух источников питания, нерезервированно-

го контроллера Delta V, сетевого концентратора и полного набо-

335

резервированного контроллера эти значения, соответственно,

увеличиваются. Для контроллеров ROC среднее время наработки

на отказ превышает 15 лет, а в составе с полевыми приборами и

источниками питания - 12 лет или 96 тыс. ч.

Глава 21

АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ОБЪЕКТОВ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ

ПРИРОДНОГО ГАЗА

За последние годы газовая промышленность постепенно пре-

вратилась из топливной отрасли в фундамент топливно-

энергетического комплекса России. Удельный вес природного

газа в структуре производства первичных энергоресурсов страны

постоянно растет и сегодня уже составляет более 50 %.

Весь комплекс предприятий добычи, подготовки, транспорта,

хранения, переработки, поставки и экспорта газа входит в еди-

ную систему газоснабжения (ЕСГ) России. Уникальность ЕСГ

России состоит в том, что эта система объединяет в своём соста-

ве многие десятки газовых и газоконденсатных месторождений с

общим объёмом добычи почти 600 млрд м

газа в год, больше

сотни установок комплексной подготовки газа (УКПГ). Протя-

женность газопроводов различного назначения достигает 150 тыс.

км. На транспорт газа по сетям магистральных газопроводов ра-

ботают сотни компрессорных станций, тысячи газоперекачиваю-

щих агрегатов. ЕСГ - это не только добыча и транспорт, а еще и

распределение и учёт. В состав системы входят тысячи газорас-

пределительных станций, огромное количество газоизмеритель-

ных станций и систем учёта газа.

Все это говорит о том, что как объект управления ЕСГ Рос-

сии не имеет аналогов в мире.

Управление ЕСГ России регламентируется отраслевой систе-

мой оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ) и тради-

ционно осуществляется иерархической многоуровневой систе-

мой - автоматизированной системой диспетчерского управления

(АСДУ), включающей следующие уровни управления:

• Центральный пункт диспетчерского управления (ЦПДУ)

ОАО «Газпром».

• Центральные диспетчерские службы (ПДС) газодобываю-

щих, газотранспортных предприятий и предприятий подземного

хранения газа.

336

• Диспетчерские пункты (ДП) линейно-производственных

управлений (ЛПУ), управлений магистральных газопроводов

(УМГ), газопромысловых управлений (ГПУ), станций подземно-

го хранения газа (СПХГ).

• Посты управления и операторные магистральных компрес-

сорных станций (КС), объектов подземного хранения газа (УОГ,

ГРП, КС), газораспределительных станций (ГРС), дожимных КС

(ДКС) и установок комплексной подготовки газа (УКПГ).

Автоматизация нижнего уровня этой иерархической структу-

ры, где речь идет об управлении технологическими объектами

(кусты газовых скважин, УКПГ, КС, ГРС и т.п.) многие годы

осуществляется на базе автоматизированных систем управления

технологическими процессами (АСУТП). АСУТП, как правило,

представляет собой трёхуровневую систему управления, на вто-

ром уровне которой находятся локальные системы автоматиче-

ского управления (САУ) технологическими объектами. Основ-

ными компонентами САУ являются устройства управления и

регулирования (в более широком смысле - контроллеры),

взаимодействующие с первым уровнем (объектом) посредством

датчиков технологических параметров и исполнительных уст-

ройств - регулирующих клапанов, запорных кранов и т.п. Уро-

вень САУ является источником технологической информации

для всех вышестоящих уровней управления.

Третий - верхний уровень АСУТП или уровень оперативно-

производственной службы (ОПС) - представлен оперативным

персоналом (операторы, диспетчеры, сменные инженеры) и про-

граммно-техническими средствами, которые должны обеспечи-

вать реализацию функций оперативного контроля и управления:

- сбор информации от технических средств уровня систем ав-

томатического управления;

- анализ полученных данных и их сопоставление с заданными

планами;

- учёт и регистрация причин нарушений хода технологиче-

ского процесса (сигнализация);

- регистрация основных технологических и хозрасчетных па-

раметров;

- формирование и выдачу команд дистанционного управле-

ния;

- выдачу уставок регуляторам;

- ведение журналов, составление оперативных рапортов, отче-

тов и других документов;

- предоставление данных о ходе технологического процесса и

состоянии оборудования в вышестоящие службы и т.д.

От выбора программно-технических средств автоматизации,

на базе которых построены АСУТП, зависит качество управле-

337

12 — 1786

ния не только конкретными технологическими процессами. Все

АСУТП единой системы газоснабжения объединены в общую

систему диспетчеризации. На вышележащем по отношению к

АСУТП уровне иерархической системы управления (диспетчер-

ские пункты газопромысловых, линейно-производственных

управлений), требуется оперативная и достоверная информация

о технологических и хозрасчетных параметрах, на базе которой

осуществляется управление всем комплексом объектов предпри-

ятия.

Оперативный обмен информацией между уровнями управле-

ния возможен лишь в том случае, когда АСУТП оборудованы

современными программно-техническими комплексами. Однако

системы автоматизации многих объектов газовой отрасли устаре-

ли и морально, и физически. Нередко еще встречаются щитовые

системы управления, до сих пор используется пневмоавтома-

тика и старая телемеханика. Управление исполнительными уст-

ройствами реализуется с отдельных пультов управления или па-

нелей.

Одна из задач настоящего учебника - показать современные

решения по автоматизации технологических процессов добычи и

подготовки газа.

21.1. АВТОМАТИЗАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Добыча пластового газа обеспечивается эксплуатационными

скважинами, объединенными в кусты (2...5 скважин). Подключе-

ние кустов скважин к УКПГ осуществляется, как правило, по

индивидуальным газопроводам-шлейфам. Иногда к одному

шлейфу подключается 2 куста. В зависимости от многих факто-

ров прокладка шлейфов может осуществляться надземным и

подземным способами. В условиях Крайнего Севера (вечная

мерзлота) распространение получил надземный способ.

На устье скважин пластовый газ имеет плюсовую температуру

(10...30 °С). Но так как в состав газового потока кроме углеводо-

родов входит и пластовая вода, то в зимнее время, когда темпе-

ратура окружающей среды опускается до -20...-40 °С и даже ни-

же, в шлейфах возможно появление рыхлых кристаллических

структур, образованных соединениями воды и углеводородов

(гидратообразование). Гидратообразование способствует образо-

ванию пробок, что препятствует процессу доставки газа от

скважин до УКПГ. Устранение гидратных пробок - сложная и

дорогостоящая задача. Поэтому для предупреждения образования

гидратов и борьбы с ними на устья скважин вводят ингибиторы

(гликоли, метанол, раствор хлористого кальция, аммиак и др.).

338

Наиболее часто для целей ингибирования гидратообразования

на Российских газодобывающих предприятиях используют ме-

танол.

Автоматизация газовых скважин является важной и актуаль-

ной задачей. При всей своей важности эта задача до сих пор не

имеет удовлетворительного технического решения как у нас в

стране, так и за рубежом. Связано это с рядом особенностей рас-

сматриваемых объектов. Во многих случаях скважины располо-

жены в малообжитой удаленной местности, где отсутствует дос-

таточная инфраструктура, постоянные источники электроснаб-

жения ненадежны, а часто и вообще отсутствуют (неэлектрифи-

цированные скважины).

С другой стороны, до настоящего времени остается актуаль-

ной проблема измерения расхода газожидкостных потоков. Ос-

новными параметрами скважины являются устьевое давление,

температура потока, расход газа и жидкости, наличие механи-

ческих примесей в потоке, вызывающих абразивный износ обо-

рудования.

Наличие полной и достоверной информации о параметрах ра-

боты скважин позволяет оперативно принимать решения по из-

менению режима их работы:

- не допускать преждевременного обводнения;

- предотвращать разрушение призабойной зоны пласта и об-

разование песчаных пробок;

- не допускать остановок скважин при накоплении столба

жидкости на забое;

- устанавливать энергосберегающий режим эксплуатации

скважин, увеличивающий бескомпрессорный период их эксплуа-

тации и обеспечивающий высокую степень извлечения углеводо-

родов из недр;

- своевременно выполнять геолого-технические мероприятия,

направленные на обеспечение работоспособности скважин и про-

водить оценку их эффективности.

В большинстве проектных решений по обустройству газовых

месторождений контроль за дебитом скважин предусматривался

только через контрольный сепаратор (лучевая схема сбора). При

кустовом расположении скважин предусматривалось два вариан-

та контроля дебита: использование передвижных сепарационных

установок и введение в обвязку куста газовых скважин факель-

ной измерительной линии (рис. 21.1). Наличие факельной линии

позволяет проводить газодинамические исследования (ГДИ) для

оценки дебита каждой скважины.

Для проведения газодинамических исследований скважина

отключается от сборного коллектора, и поток переводится на фа-

кельную линию куста. На выходе факельной линии устанавлива-

339

12*

Рис. 21.1. Обвязка куста скважин с факельной линией:

ЗШ - задвижка шлейфовая; ЗФ - задвижка факельная; ДИКТ - диафрагменный

измеритель критического течения

ется диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ),

из которого газ выбрасывается в атмосферу.

Устанавливая поочередно на ДИКТ диафрагмы различного

диаметра, изменяют режимы работы скважины. Как правило, ис-

следования выполняют на 3...5 стационарных режимах. На каж-

дом режиме скважина работает на ДИКТ в течение определенно-

го времени (от получаса до нескольких часов) и после его стаби-

лизации операторы фиксируют давление и температуру на

ДИКТ и на устье скважины.

По известным температуре, давлению, диаметру измеритель-

ной диафрагмы на ДИКТе и составу пластового газа рассчитыва-

ется дебит скважины на каждом исследуемом режиме. По ре-

зультатам расчёта строится график зависимости устьевого давле-

ния от дебита пластового газа (рис. 21.2). С помощью этого гра-

фика по давлению на рабочем режиме можно оценить дебит га-

зовой скважины.

Но оценки дебита скважины, полученные из графика, могут

значительно отличаться от фактических показателей. Пусть из-

меренное устьевое давление составило 47,9 атм. Это давление

определено с погрешностью порядка 1 % (меньшую погрешность

измерения трудно обеспечить в промысловых условиях). Тогда

для значений изменения давления в интервале 47,9 атм. ±1 %

соответствующие значения дебита будут находиться в интервале

от 480 тыс. нм

/сут до 680 тыс. нм

/сут (эта область подкрашена

на рис. 21.2). Следовательно, утверждать можно лишь то, что

истинное значение дебита скважины на рабочем режиме нахо-

дится в оцененном интервале расходов. Очевидно, что такая

оценка дебита оказывается достаточно грубой.

Кроме того, газодинамические исследования требуют больших

временных затрат, отличаются большой трудоёмкостью работ,

340