CC BY
75ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА ПРИ ВНЕДРЕНИИ МАЛОЛЮДНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ НА ЮЖНО-РУССКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
УДК 004.896
В.В. Дмитрук, к.т.н., ОАО «Севернефтегазпром» (Новый Уренгой, РФ)
А.А. Касьяненко, ОАО «Севернефтегазпром»
И.Ф. Фаткиев, ОАО «Севернефтегазпром», FatkievIF@sngp.com
Д.Л. Симко, ОАО «Севернефтегазпром», Simko@sngp.com
В статье представлен опыт работы ОАО «Севернефтегазпром» по внедрению малолюдных технологий и систем автоматизации технологического комплекса на Южно-Русском месторождении. Актуальность выполненного проекта состоит в повышении надежности работы технологического комплекса, исключении рисков, влияющих на стабильность поставки подготовленного газа потребителям, уменьшении воздействия человеческого фактора при управлении технологическими объектами, повышении качества управления исполнительными механизмами и объектами в целом, а также сокращении издержек производства, возникающих из-за нерационального использования энергоресурсов.
Дано описание технологических объектов, эксплуатация которых осуществляется с использованием систем автоматизации основного и вспомогательного производства, включающих 86 центральных контроллеров. Показаны результаты работ по реализации автоматического управления подачи метанола с применением системы телемеханики в целях предупреждения гидратообразования и отмечено, что удельный расход метанола снизился за последние 10 лет в 1,7 раза. Для управления процессом осушки природного газа разработана система, основанная на математической модели осушки газа с требуемой точкой росы. Приведено решение задачи стабилизации процесса регенерации триэтиленгликоля, необходимой для управления технологией подготовки газа. Представлены опыт оптимизации производительности установки комплексной подготовки газа, а также автоматизированные системы управления пожарной сигнализации, контроля загазованности, энергообеспечения, технического обслуживания и ремонта.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ, МАЛОЛЮДНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ, СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ, ЧЕЛОВЕЧЕСКИЙ ФАКТОР, БЕЗАВАРИЙНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ, МАТЕМАТИЧЕСКАЯ ЗАДАЧА, ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕ, ПРОМЫШЛЕННАЯ АВТОМАТИЗАЦИЯ.
ОАО «Севернефтегазпром» - динамично развивающееся предприятие, уделяющее особое внимание разработке и внедрению инновационных решений, в том числе в области промышленной автоматизации, в целях безопасной эксплуатации применяемого оборудования, поддержания на высоком уровне качества выпускаемой продукции, обеспечения экономической эффективности и стабильности производственной деятельности.
Ввод в промышленную эксплуатацию установки комплексной подготовки газа (УКПГ) Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) произведен 25 октября 2007 г. Проектная мощность УКПГ - 25 млрд м3 газа в год - достигнута досрочно, в начале августа 2009 г., с опережением на 5 мес. В 2011 г. реализован пилотный проект по опытно-промышленной разработке туронской газовой залежи Т ,.
Месторождение находится на Южно-Русском лицензионном участке размером 85 * 14 км, расположено в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в 150 км к востоку от Уренгойского НГКМ и в 80 км к юго-востоку от Заполярного НГКМ. Основные производственные мощности сосредоточены на площадке УКПГ (рис. 1) и производственной площадке юга месторождения (ППЮМ).
Dmitruk V.V., Candidate of Sciences (Engineering), Severneftegazprom OJSC (Novy Urengoy, Russian Federation)
Kasyanenko A.A., Severneftegazprom OJSC Fatkiev I.F., Severneftegazprom OJSC, FatkievIF@sngp.com Simko D.L., Severneftegazprom OJSC, Simko@sngp.com
Improvement of production efficiency in implementation of minimally-manned operations and automated control systems at the Yuzhno-Russkoe field
The article presents the experience of Severneftegazprom OJSC in introducing minimally-manned operations and automation systems for the technological complex at the Yuzhno-Russkoe field. The urgency of the completed project is in improving the reliability of the technological complex, eliminating risks affecting the stability of supply of prepared gas to consumers, reducing the human factor impact on the management of technological facilities, improving the quality of management of actuation units and facilities in general, and in reducing production costs resulted by the irrational use of energy resources. The description of technological objects, operation of which is carried out with the use of automation systems of main and auxiliary production, including 86 central controllers is given. The results of the work on the automatic control of methanol supply using the telemechanics system with the aim of preventing hydrate formation are shown and it is noted that the specific consumption of methanol was decreased by 1.7 times in the last 10 years. A system based on a mathematical model for gas dehydration with the required dew point has been developed to control the drying process of natural gas. The solution of the problem of stabilization of the process of triethylene glycol regeneration necessary for control of gas preparation technology is given. The experience of optimization of the capacity of the complex gas treatment unit, as well as automated control systems for fire alarm, gas contamination control, power supply, maintenance and repair are presented.
KEYWORDS: TECHNOLOGICAL PROCESSES AUTOMATION, MINIMALLY-MANNED OPERATION, AUTOMATION SYSTEM, HUMAN FACTOR, FAILURE FREE OPERATION OF TECHNOLOGICAL OBJECTS, MATHEMATICAL PROBLEM, HYDRATE FORMATION, INDUSTRIAL AUTOMATION.
Рис. 1. Площадка УКПГ Южно-Русского НГКМ
Fig. 1. Site of the gas treatment unit of the Yuzhno-Russkoe oil and gas condensate field
МЕТОДИЧЕСКИЙ ПОДХОД К АВТОМАТИЗАЦИИ
Все применяемые на объектах Южно-Русского месторождения средства и системы автоматизации объединены в единую информационно-управляющую систему (ИУС), которая эксплуатируется с главного щита управления (ГЩУ), расположенного в служебно-экс-плуатационном блоке (СЭБ) на площадке УКПГ.
Надежную и безаварийную эксплуатацию технологических объектов обеспечивают 86 центральных контроллеров Siemens, на
базе которых построены все системы автоматизации основного и вспомогательного производства. В системе телемеханики кустов газовых скважин применяются контроллеры ControlWave™ Micro. Кроме того, на объектах эксплуатируется 75 локальных систем автоматического управления (САУ), которые интегрированы в ИУС и доступны оператору с ГЩУ в СЭБ для контроля при работе САУ в автоматическом режиме.
Использование комплекса систем автоматизации позволяет эксплуатировать основное и
вспомогательное производство с обеспечением оптимального режима работы оборудования при минимальном участии эксплуатирующего персонала. Высокое качество управления исполнительными механизмами и технологическими процессами достигается за счет привязки алгоритмов работы к существующим условиям эксплуатации и характеристикам применяемого оборудования.
В целях решения задач оптимального и рационального управления технологическими процессами при минимальном расходе материально-технических ресурсов (МТР) и наработке оборудования специально разработан и внедрен с положительным результатом комплекс математических задач, который формирует процессы управления, объединяющие необходимые датчики, исполнительные механизмы, каналы передачи данных различных систем автоматизации и обеспечивает их взаимодействие друг с другом под контролем эксплуатирующего персонала.
Рис. 2. Удельный расход метанола в период с 2007 по 2017 г. Fig. 2. Specific consumption of methanol from 2007 to 2017
Непосредственное участие работника в процессе решения задач не требуется, задачи реализованы на языке SCL и выполняются автоматически в программируемых логических контроллерах Siemens Simatic CPU 417-4H в автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП) УКПГ и АСУ ТП добычи газа с заданной периодичностью.
Все реализованные математические задачи являются неотъемлемой частью ИУС и продолжают свое непрерывное развитие вместе с технологическим комплексом Южно-Русского НГКМ.
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ
Для предупреждения гидрато-образования реализован комплекс задач по автоматическому управлению подачей метанола в затрубное пространство скважин на устье или в струну в целях предотвращения гидратообразования в скважинах и газосборной сети. Расчет удельного минимально необходимого расхода метанола, требуемого для предотвращения гидратообразования в любой точке возникновения гидратов, реализован в автоматическом режиме. Минимально необходимый удельный объем метанола U, л/тыс м3, подаваемый в защищаемый участок, рассчитывается по сложной функциональной зависимости:
U = f (^ ^ * Р, ^ ^
Pм, Рг. ^ p? ^ (1)
где MM - молекулярная масса метанола; V - мольный объем мета-
ж
нола, см3; а, |3, k - коэффициенты уравнения гидратообразования для сеноманской (туронской) залежи; CM - концентрация подаваемого в поток газа метанола, мас. %; рм - плотность подаваемого в поток газа метанола, кг/м3; W -
' ' пл
удельный вынос пластовой воды из сеноманской (туронской) залежи, кг/тыс. м3; рг - давление газа в начале защищаемого участка,
МПа; ^ - температура газа в начале защищаемого участка, °С; р2 - давление газа в конце защищаемого участка, МПа; - температура газа в конце защищаемого участка, °С.
Необходимо отметить, что в результате совершенствования алгоритмов математических задач предотвращения гидратообразования в период с 2007 по 2017 г. удалось добиться снижения удельного расхода метанола в четыре раза (рис. 2). Удельный расход метанола в 2017 г. составил 90,46 г/тыс. м3, что на 74,3 % меньше удельного расхода метанола 2007 г.
Функционирование задачи предупреждения гидратообразования осуществляется с использованием системы телемеханики кустов газовых скважин (СТМ КГС). Сбор исходных данных от полевых датчиков СТМ КГС (давление, температура и расход газа, давление метанола), необходимых для решения задачи предупреждения гидратообразования, и последующая подача метанола через соленоидный клапан полностью автоматизированы.Контролируемый пункт СТМ КГС построен как локальная САУ, которая при потере УКВ-радиосвязи управляет оборудованием площадки в автоматическом режиме, используя
последние полученные уставки с ГЩУ в СЭБ.
Схема обвязки эксплуатационной скважины Южно-Русского НГКМ, на которой указано расположение средств измерения и автоматизации, необходимое для эффективной эксплуатации газовой скважины, представлена на рис. 3 (здесь: экспликация оборудования арматурного блока AP-IC: ЗУ - расходомер газа «Гипер-Флоу-ЗПм» либо ультразвуковой; УР - регулирующее устройство с электрическим приводом AUMA MATIC; КО - клапан-отсекатель УО 1610А Ца 2.504.085; задвижка шиберная трубопроводная ЗШС-100*160ХЛ с ручным приводом; экспликация оборудования блока дозирования ингибитора (метанол) БРМ4: Ф - фильтр; давление метанола перед соленоидным клапаном РТ1, затрубное давление РТ2 - датчик избыточного давления «Метран-150 TG4»; К1, К2, К3, К4, К5, К6 - шаровой двухходовой кран; КЭ - регулятор расхода жидкости (клапан соленоидный модели КС 2501 модернизированный); Коб1 - клапан обратный; Д - дроссель между фланцевой парой; PI - манометр показывающий). Расположение и количество датчиков, исполнительных механизмов,запорной арматуры проверено временем
ПУБЛИЧНОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
"ИНСТИТУТ ЮЖНИИГИПРОГАЗ"
•ЖНИИГИПРОГАЗ
¡МШМ] 10
От цементировочного агрегата From the cementing unit
На факел Flared gas
Газ в шлейф Gas to the flow line
Вход метанола Methanol input
Подача метанола в шлейф Feeding methanol into the flow line
Подача метанола в затрубное пространство Feeding methanol into the annulus
Преобразователи давления, необходимые для функционирования задачи
предупреждения гидратообразования Pressure transmitters necessary for the operation of the hydrate formation prevention task
Рис. 3. Схема обвязки эксплуатационной скважины Южно-Русского НГКМ Fig. 3. Scheme of the production well hookup of the Yuzhno-Russkoe oil and gas condensate field
и доказало рациональность и эффективность внедренных технических решений.
В целях подачи метанола к кустам газовых скважин на Южно-Русском месторождении обустроена разветвленная сеть метанолопроводов общей протяженностью 176 км, давление в которой поддерживается автоматически при помощи надежных и герметичных мембранных насосов (рис. 4).
Контроль за бесперебойной работой насосных метанола на УКПГ и ППЮМ осуществляет оператор по добыче газа с автоматизированного рабочего места АСУ ТП УКПГ, расположенного на ГЩУ в СЭБ на площадке УКПГ, удаленной на расстояние более 25 км от ППЮМ. Подача метанола в струну или в затрубное пространство скважины осуществляется через клапан соленоидный КС 2501, точка ввода метанола и расчет его удельного количества на 1000 м3 газа определяются по результатам решения комплекса математических задач по предупреждению гидратообразования.
ОСУШКА ПРИРОДНОГО ГАЗА
В целях управления процессом осушки природного газа разработана и апробирована с поло-
Рис. 4. Мембранные насосы Fig. 4. Membrane pumps
жительным результатом математическая задача по обеспечению требуемой точки росы на выходе УКПГ согласно СТО Газпром 089-2010 [1]. Решение задачи базируется на математических моделях осушки газа с выполнением периодического контроля и корректировки коэффициентов абсорбции с привлечением собственной аккредитованной химико-аналитической лаборатории.
Комплекс задач по управлению процессом осушки природного газа позволяет поддерживать заданную температуру точки росы на выходе УКПГ автоматически в круглосуточном режиме при минимальном расходовании триэтиленгликоля (0,8 г/тыс. м3), а также обеспечивать оперативный персонал УКПГ информацией о ка-
честве и эффективности процесса подготовки газа как в каждом абсорбере, так и в целом по УКПГ.
Задача стабилизации процесса регенерации триэтиленгликоля предназначена для управления технологическим процессом при подготовке природного газа. Сущность решения заключается в том, что по заданной концентрации регенерированного триэтиленгликоля определяется необходимая температура в испарителе блока регенерации, которая регулируется расходом топливного газа на горелки огневого подогрева насыщенного триэтиленгликоля. Решение задачи базируется на математической модели процесса регенерации гликоля, в основу модели положено уравнение Антуана, устанавливающее связь между упругостью паров гликоля и его температурой. Коэффициенты уравнения получены по фактическим экспериментальным данным. Массовая концентрация кипящего гликоля (мас. %) в испарителе установки регенерации определяется выражением:
100 мх
С = МХг + т( 1-Х^ (2)
где М - относительная молекулярная масса гликоля; Хг - молярная доля гликоля в растворе; т - относительная молекулярная масса воды, т = 18.
Молярная доля гликоля в растворе определяется выражением:
Р (1 + 0,7490 Р.
У _ ___х ЦБ'_¡а
Лг"РД1 +0,749^-?/ (3)
где Р^ - упругость насыщенного пара воды, мм рт. ст.; 0из - удельный расход стрипинг-газа, м3/кг; Р 1з - абсолютное давление в испарителе, мм рт. ст.; Рг - упругость насыщенного пара гликоля, мм рт. ст.
Абсолютное давление в испарителе, мм рт. ст:
Рз = 7600Р, (4)
где Р - абсолютное давление в испарителе, МПа.
Упругость насыщенного пара воды (мм рт. ст.) определяется выражением:
Pv = 10Zv, (5)
где Zv = 8,006 - 1691/(230 + t), t - температура в испарителе, °C.
Упругость насыщенного пара гликоля (мм рт. ст.) определяется выражением:
Рг = 10*, (6)
где Zr = A - ß/(230 + t), A - эмпирический коэффициент, для ТЭГ A « 8,54; B - эмпирический коэффициент, для ТЭГ B « 2927,5; t - температура в испарителе, °C.
В результате решения задачи, разработанной и внедренной на Южно-Русском месторождении, применяется автоматическое регулирование расхода топливного газа для обеспечения заданной концентрации триэтиленгликоля.
УПРАВЛЕНИЕ
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬЮ УКПГ
Для обеспечения оптимального режима работы оборудования УКПГ и ДКЦ-1 с минимальным потреблением энергоресурсов на Южно-Русском месторождении реализовано автоматическое управление производительностью УКПГ. Ключевым элементом при этом является коммерческий узел учета товарного газа (УКУГ), расположенный в газоизмерительной станции (ГИС) (рис. 5). Узел построен с использованием ультразвукового расходомерного комплекса KOS FCS 217 на базе кон-
Рис. 5. Газоизмерительная станция Южно-Русского НГКМ Fig. 5. Gas-measuring unit of Yuzhno-Russkoe oil and gas condensate field
троллеров KOS FPM 207 производства FMC Kongsberg Metering AS и представляет собой четыре измерительные линии с ультразвуковыми преобразователями расхода MPU-1200 (Ду 500) для коммерческого учета и две линии (Ду 150) на собственные нужды, используемые при плановом останове УКПГ. Допустимая относительная погрешность измерения УКУГ составляет ±0,55 %.
Автоматическое управление производительностью УКПГ реализовано в качестве контура регулирования, в котором исполнительными механизмами являются ГПА № 1-8, при этом ДКЦ-1 реализует функцию стабилизации: поддержание требуемого значения расхода товарного газа. Цеховое регулирование осуществляется посредством формирования заданий на частоты вращения роторов нагнетателей ГПА. Вычисленные величины заданий,обеспечивающие управление дозаторами топлива газотурбинных приводов с обеспечением оптимального расхода топливно-энергетических ресурсов, подаются в САУ ГПА. Источником информации для канала обратной связи является значение расхода подготовленного и осушенного газа, измеренное на ГИС.
Ввод оператором задания производится с АРМ АСУ ТП УКПГ, далее в работу подключается локальная интеллектуальная станция (ЛИС КЦ 5000-01-02-107) ДКЦ-1, построенная с использованием контроллера Siemens Simatic S7 CPU 414-2. Обмен данными между АСУ ТП УКПГ и АСУ ТП ДКЦ-1 организован с применением распределенной технологической контроллерной сети, при этом передача данных осуществляется от АСУ РГ ГИС в ЛИС КЦ.
УПРАВЛЕНИЕ ППЮМ
В целях оптимизации инвестиционных затрат при строительстве газосборной сети Южно-Русского месторождения в 2009 г. введена в эксплуатацию удаленная от
УКПГ на 25 км ППЮМ, предназначенная для сбора пластового газа с 55 газовых скважин и последующей транспортировки по двум газосборным коллекторам Ду 700 на УКПГ, а также для приема и подачи метанола к кустам газовых скважин южной части месторождения. Сбор и транспорт газа через ППЮМ составляет около 8,6 млрд м 3/год (34,2 % от годовой добычи газа на месторождении).
Система автоматизированного управления ППЮМ обеспечивает работу всех технологических процессов и вспомогательных систем на удаленном объекте в автоматическом режиме с исключением необходимости постоянного присутствия обслуживающего персонала.
Комплекс АСУ ТП ППЮМ реализован на базе программно-технических средств Siemens Simatic РCS 7 для функционирования в автоматическом режиме. При этом АСУ ТП ППЮМ обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- сбор и первичную обработку аналоговой и дискретной информации;
- управление технологическим оборудованием с регулированием рабочих параметров;
- противоаварийную защиту оборудования ППЮМ;
- контроль состояния компонентов АСУ ТП ППЮМ и технологического оборудования;
- передачу данных на ГЩУ в СЭБ с отображением информации на АРМ;
- формирование предупредительных и предаварийных сообщений, сигнализации.
Автоматическая система пожарной сигнализации,контроля загазованности и пожаротушения (АСПС КЗиПТ) ППЮМ является распределенной и имеет два взаимосвязанных уровня управления (верхний и нижний), функционирующих в реальном режиме времени, входит в состав единой системы объектов Южно-Русского месторождения.
Основные характеристики АСУ ТОиР
Main characteristics of the automated control systems of maintenance and repair
Наименование Description Число, шт. Number, units
Пользователи АСУ ТОиР Users of the automated control systems of maintenance and repair 214
Службы, использующие АСУ ТОиР для ведения графиков технического обслуживания и планово-предупредительных ремонтов Services using the automated control systems of maintenance and repair for management of the schedules of maintenance and planned preventive maintenance 10
Графики технического обслуживания и планово-предупредительных ремонтов Schedules of maintenance and planned preventive maintenance 78
Автоматически формируемые отчеты Automatically generated reports 142
Оборудование, внесенное в АСУ ТОиР для планирования и проведения технического обслуживания и планово-предупредительных ремонтов Equipment put into the automated control systems of maintenance and repair for planning and carrying out maintenance and planned preventive maintenance 32 031
Работы, запланированные на год, с учетом использования МТР Works planned for the year, taking into account the use of material and technical resources 76 429
Работы, запланированные на год по графикам технического обслуживания и планово-предупредительных ремонтов, всего Works planned for the year on the schedules of maintenance and planned preventive maintenance, in total 136 221
Верхний уровень управления АСПС КЗиПТ ППЮМ представляет собой автоматизированное рабочее место на базе промышленного компьютера, размещенное в операторной на площадке ППЮМ. Дополнительно вся информация передается по радиоканалу на центральный контроллер АСПС КЗиПТ ARK8.1 и доступна оператору в полном объеме на ГЩУ в СЭБ на площадке УКПГ.
СИСТЕМЫ ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ И ТОИР
В составе ИУС успешно функционирует автоматизированная система энергообеспечения (АСУ Э), включающая в себя следующие подсистемы:
- водоснабжение (артезианские скважины, насосные, установки очистки воды и т. д.);
- водоотведение (установки очистки бытовых и производственно-дождевых сточных вод, закачки стоков в пласт и т. д.);
- теплоснабжение (управление всеми объектами теплоснабжения месторождения и т. д.);
- электроснабжение (НКУ, ЗРУ, ЭСН, ТП и т. д.).
Вся информация о состоянии объектов энергообеспечения, аккумулируемая и обрабатываемая в АСУ Э, доступна оператору по добыче нефти и газа на ГЩУ в СЭБ, а также работникам службы энерговодоснабжения на ГЩУ электростанции собственных нужд.
В целях автоматизированного управления процессом технического обслуживания и ремонта (ТОиР) оборудования объектов добычи, подготовки и промыслового транспорта газа Южно-Русского НГКМ в ОАО «Севернефтегазпром» внедрена с положительным результатом автоматизированная система управления техническим обслуживанием и ремонтом оборудования (АСУ ТОиР). Основные характеристики АСУ ТОиР указаны в таблице.
Первостепенные цели АСУ ТОиР следующие:
- обеспечение технически и экономически обоснованного(оптимального) уровня эксплуатационной надежности оборудования при одновременном снижении материальных, трудовых и, как следствие, финансовых затрат предприятия;
- обеспечение возможности централизованного и оперативного управления процессом обслуживания оборудования;
- создание условий перехода от календарного планирования обслуживания к обслуживанию по фактической наработке и состоянию для части оборудования.
Система позволяет в автоматическом режиме сформировать план потребления МТР на следующий год с существенным сокращением трудозатрат персонала и обеспечением корректности планирования в соответствии с требованиями документации заводов -изготовителей оборудования.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
За счет внедрения малолюдных технологий, комплексной автоматизации, совершенствования математического аппарата, организации передачи данных и команд управления на газовом промысле Южно-Русского месторождения ОАО «Севернефтегазпром» создан надежный высокоавтоматизированный технологический комплекс добычи и подготовки газа к транспорту, позволяющий эксплуатировать производственные объекты с минимальной численностью персонала.■
ЛИТЕРАТУРА
1. СТО Газпром 089-2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам.Технические условия. М.: ОАО «Газпром», 2011. 12 с.
REFERENCES
1. Company Standard STO Gazprom 089-2010. Natural Gas, Supplied and Transported through Main Gas Pipelines. Technical Conditions. Moscow, Gazprom OJSC, 2011, 12 p. (In Russian)
