CC BY
39СОЗДАНИЕ ИННОВАЦИОННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ, НАПРАВЛЕННЫХ НА ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ ДОЖИМНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
УДК 62-529
С.Н. Меньшиков, к.э.н., ООО «Газпром добыча Надым» (Надым, РФ), Pashinskaia.NG@nadym-dobycha.gazprom.ru
И.В. Мельников, к.э.н., ООО «Газпром добыча Надым», Kovalenko.AF@nadym-dobycha.gazprom.ru
Н.М. Бобриков, ПАО «Газпром автоматизация» (Москва, РФ), n.bobrikov@gazprom-auto.ru
В.Е. Столяров, ООО «Энергосертификация» (Москва, РФ), bes60@rambler.ru
А.А. Когай, ООО «Газпром добыча Надым», a.kogai@nadym-dobycha.gazprom.ru
Д.П. Щеголев, ООО «Газпром добыча Надым», Shegolev.DP@nadym-dobycha.gazprom.ru
Цель статьи заключается в информировании специалистов предприятий газовой отрасли о необходимости и выгодах создания инновационных систем управления технологическими процессами и оборудованием месторождений газа и газового конденсата. Такие системы рассматриваются как составная часть интеллектуального месторождения, направлены на повышение эффективности работы оборудования дожимных компрессорных станций и технологического комплекса в целом и решают основные проблемы, связанные с обеспечением стабильности параметров процесса. На примере газовых промыслов Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения показана эффективность применения инновационных систем управления, создающих основу для внедрения комплексных алгоритмов управления и регулирования и создания оптимальных режимов разработки месторождения и эффективного извлечения сырья. Совершенствование управления эксплуатацией месторождений на Крайнем Севере - одно из приоритетных направлений деятельности ПАО «Газпром». В статье рассмотрена задача управления установкой низкотемпературной сепарации с турбодетандерным агрегатом, которая работает совместно с дожимными компрессорными станциями Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения, обеспечивая стабильный расход газа. Указаны причины отклонений от заданного режима эксплуатации и показано решение по обеспечению максимальных режимов добычи за счет автоматизированного регулирования установки низкотемпературной сепарации с турбодетандерным агрегатом. Сформирован алгоритм автоматической перезагрузки, позволяющий с экрана оператора компрессорного цеха управлять режимом газоперекачивающих агрегатов. Проведены испытания и выполнены пусконаладочные работы по внедрению системы управления оборудованием дожимных компрессорных станций. В заключение отмечено, что система автоматического регулирования позволила обеспечить высокую точность режима стабилизации давления в установке низкотемпературной сепарации с турбодетандерным агрегатом, что привело к повышению эффективности эксплуатации месторождения.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ЦИФРОВАЯ ЭКОНОМИКА, СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ, ПРОГРАММНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА.
Цифровая экономика сегодня становится ключевым элементом повышения конкурентоспособности газового производства России. Правительством принята программа «Цифровая экономика Российской Федерации», утверждена Стратегия развития информационного общества в России, рассчитанная на период
2017-2030 гг. Ряд поручений, изложенных в этих документах, должен в ближайшее время обеспе -чить организацию «масштабной системной программы развития экономики новоготехнологичес-кого поколения».
В рамках реализации Комплексной целевой программы развития единого информационного
пространства Группы «Газпром» на 2018-2022 гг. предусмотрено применение технологий нового поколения и «цифровой трансформации» отрасли, включающей объединение систем управления в единую сеть и обеспечение вза -имодействия технологических процессов в режиме реального времени. Реализуемые подходы
S.N. Menshikov, Candidate of Science (Economy), Gazprom dobycha Nadym LLC (Nadym, Russian
Federation), Pashinskaia.NG@nadym-dobycha.gazprom.ru
I.V. Melnikov, Candidate of Science (Economy), Gazprom dobycha Nadym LLC,
Kovalenko.AF@nadym-dobycha.gazprom.ru
N.M. Bobrikov, Gazprom Automation PJSC (Moscow, Russian Federation), n.bobrikov@gazprom-auto.ru V.E. Stolyarov, Energy certification LLC (Moscow, Russian Federation), bes60@rambler.ru А.А. Kogai, Gazprom dobycha Nadym LLC, a.kogai@nadym-dobycha.gazprom.ru D.P. Shchegolev, Gazprom dobycha Nadym LLC, Shegolev.DP@nadym-dobycha.gazprom.ru
Establishment of innovative management systems aimed at improving the efficiency of the equipment of the boosting compressor station
The purpose of the article is to inform the specialists of gas industry enterprises about the need and benefits of creating innovative systems for technological process management and control of equipment in gas and gas condensate fields. Such systems are considered as an integral part of the intellectual field, aimed at improving the efficiency of the equipment of the boosting compressor stations and the technological complex as a whole and solve the main problems associated with ensuring the stability of the process parameters. Using the gas fields of the Bovanenkovskoe oil, gas and condensate field as an example, the effectiveness of using innovative management systems providing the basis for the introduction of complex control and regulation algorithms and the creation of optimal modes of field development and efficient extraction of raw materials, is shown. Improving the management of field operations in the Far North is one of the priorities of PJSC Gazprom. The article deals with the task of controlling the low-temperature separation unit with turbo expanding assembly, which works in conjunction with a boosting compressor stations of the Bovanenkoe oil, gas and condensate field, ensuring stable gas flow. The reasons for deviations from the specified operating mode are indicated and a solution to ensure maximum production conditions due to the automated regulation of the low-temperature separation unit with turbo expanding assembly is shown. An algorithm of automatic reloading has been formed, which allows controlling the mode of gas compressor units from the screen of the operator on the compressor yard. Tests were carried out and commissioning works were performed on the implementation of the control system for the equipment of the boosting compressor stations. In conclusion, it was noted that the automatic control system allowed ensuring high accuracy of the pressure stabilization mode in the low-temperature separation unit with a turbo expander assembly, which led to an increase in the field operation efficiency.
KEYWORDS: DIGITAL ECONOMY, REGULATION SYSTEM, SOFTWARE AND HARDWARE TOOLS.
отражают стремление обеспечить технологическое развитие Группы компаний ПАО «Газпром», обосновывают необходимость проведения этой работы в части политики инновационного развития и импортонезависимости как аспекта национальной безопасности России. Основными особенностями современного развития отрасли являются необходимость комплексного подхода, возможность организации управления производственными объектами, применение диагностики оборудования, наличие для объектов интегрированных моделей и бизнес-моделей производств, применение технологии «цифровых двойников», формирование и реализация оптимальных критериев и методик определения эффективности газового бизнеса.
Роль оперативной информации при этом резко возрастает. В технологическом комплексе «пласт -
скважина - газосборная сеть (ГСС) - установка комплексной подготовки газа (УКПГ) - установка предварительной подготовки газа (УППГ) - дожимная компрессорная станция (ДКС) -магистральный газопровод (МГ)» требуется применение технологий обеспечения ситуационного оперативного управления в целях рационального использования пластового давления и фонда эксплуатационных скважин в длительной перспективе.
В рамках проекта обустройства сеноман-аптских залежей Бова-ненковского нефтегазоконден-сатного месторождения (НГКМ) обеспечивается добыча из пяти залежей (эксплуатационных объектов), которые характеризуются своими пластовыми условиями (давление, температура, состав газа, дебит скважин). Разница в средних дебитах по скважинам варьируется в широких пределах
на начальной стадии обустройства от 498 до 750 тыс. м3/сут.
ОПИСАНИЕ ЗАДАЧИ
При эксплуатации газовых промыслов Бованенковского НГКМ потребовалось техническое решение для обеспечения надежности работы наиболее уязвимого элемента в цепочке подготовки и ком-примирования газа - технологической нитки низкотемпературной сепарации с турбодетандерным агрегатом (НТС с ТДА). Установка низкотемпературной сепарации обеспечивает качественные характеристики подаваемого в магистраль товарного газа: температуры газа и температуры точки росы по воде и углеводородам.
Основным показателем, влияющим на надежность работы НТС с ТДА, является стабильность давления газа на входе турбины (в коллекторе сырого газа) и на выходе компрессора ТДА (в кол-
лекторе осушенного газа), недопустим выход давления за эксплуатационные пределы по режиму работы ТДА. Основная сложность в управлении установкой НТС с ТДА заключается в том, что температура НТС, обеспечивающая требуемую точку росы по влаге и углеводородам, и температура газа на входе в МГ достигаются за счет рекуперации холода, получаемого при адиабатическом расширении газа в детандере ТДА. Режим работы турбодетандера зависит от внешних условий, основными из которых являются давление на входе детандера и расход газа через ТДА. Таким образом, основная задача для обеспечения эффективной работы установки НТС с ТДА - управление температурными режимами (качественные показатели товарного газа) и производительностью установки (количественные показатели).
Технология газовых промыслов Бованенковского НГКМ предусматривает последовательную работу НТС с ТДА (10 ниток в параллельной схеме) и ДКС 1-й очереди (5 газоперекачивающих агрегатов на осушенном газе в параллельной схеме, ДКС-1) и 2-й очереди (5 газоперекачивающих агрегатов на сыром газе в параллельной схеме, ДКС-2). Основной режим работы - это поддержание заданного расхода газа в МГ путем стабилизации расхода газа через нитки НТС с ТДА (рис. 1).
В качестве основного критерия при распределении мощности между агрегатами полагается обеспечение равномерной удаленности от точки помпажа, что создает необходимый запас по регулированию компрессорного цеха в целом. Дополнительно учитываются технологические ограничения газоперекачивающих агрегатов (ГПА), связанные с увеличением/уменьшением мощности (например, допустимые обороты роторов силовых турбин (СТ) и газогенераторов (ГГ), давление нагнетания ГГ, температура газа на выходе нагнетателя,
Рис. 1. ГПА-25 ДУ Урал Бованенковского НГКМ
Fig. 1. Gas compressor unit-25 DU Ural of the Bovanenkovskoe oil, gas and condensate field
Рис. 2. Цех НТС Бованенковского НГКМ Fig. 2. Low-temperature separation unit of the Bovanenkovskoe oil, gas and condensate field
температура продуктов сгорания перед СТ), в целях недопущения вхождения ГПА в предаварий-ный режим работы или работы на ограничениях.
Опыт эксплуатации газовых промыслов Бованенковского НГКМ показал, что требуемые показатели стабильности давления газа до и после НТС с ТДА (на выходе ДКС-2 и на входе ДКС-1) выдерживаются лишь в коротком промежутке времени, а большую часть времени существуют отклонения от заданного режима. Причины данных обстоятельств: - несовпадение производительности НТС с ТДА и производительности ДКС, обеспечиваемой классической схемой построения цехового регулятора ДКС (поддерживаемые параметры: давление на выходе ДКС, расход газа через ДКС, степень сжатия ДКС) в силу погрешности узлов измерений, наличия внешних возмущений (давление в МГ, температура и давление наружного воздуха, температура газа в коллекторах УКПГ и ДКС);
- неконтролируемый в части поддержания входного/выходного давления ДКС процесс перегрузки ГПА (замена одного ГПА, работающего в МГ, на другой), выполняемый по командам персонала.
Из приведенных выше рассуждений очевидно, что управление технологическими процессами газового промысла с точки зрения основных показателей - количества и качества подаваемого в магистраль товарного газа - находится в зависимости от этапа разработки месторождения.
РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ
Исходя из вышеизложенного, а также необходимости увеличения суточной производительности месторождения и обеспечения максимальных режимов добычи, потребовалось обеспечить автоматизированное регулирование НТС с ТДА. Эта задача решалась в две стадии:
- автоматическое поддержание давления во входном коллекторе ДКС-1 (после НТС с ТДА) и выходном коллекторе ДКС-2 (до НТС с ТДА) при нормальном режиме работы;
- автоматизированная перегрузка ГПА с обеспечением стабильного давления во входном коллекторе ДКС-1 и выходном коллекторе ДКС-2 (рис. 2).
На первой стадии были выявлены основные возмущающие воздействия, приводящие к изменениям режима работы ТДА. К ним относятся изменения:
- входного/выходного давления НТС с ТДА при изменении режима по расходу, пуске/останове технологической нитки;
- давления в МГ, связанные с режимом работы единой системы газоснабжения (ЕСГ);
- давления газа на входе НТС с ТДА и существование временного промежутка, необходимого для стабилизации расхода газа через НТС с ТДА;
- состава и фазы среды, связанные с функционированием скважин.
Были поставлены основные задачи для обеспечения режимов и автоматического регулирования группой ГПА (АР ГА):
- поддержание основного режима работы, т. е. давления газа на входе ДКС-1 и давления газа на выходе ДКС-2 (параметр регулирования задается оператором или системой управления УКПГ автоматически);
- распределение нагрузки между агрегатами;
- предельное регулирование (ограничение) по параметрам: входное и выходное давление (Рвх, Р ), степень повышения давле-
вых/7 "
ния, ограничение минимального помпажного запаса.
Дополнительно были определены пути реализации контуров ограничения АР ГА:
- производительность компрессоров, опосредованная через регулирование расхода топлива газотурбинных установок ГПА;
- рециркуляция газа при воздействии на цеховой клапан холодной рециркуляции (КХР).
Каждый из контуров имеет определенные значения ограничений, устанавливаемые таким образом, чтобы в первоначальный момент времени вступали в действие ограничения по производительности, а затем - по рециркуляции газа. Таким образом, если в процессе эксплуатации текущее давление во входном коллекторе ДКС-1 или выходном коллекторе ДКС-2 достигает ограничивающего значения первого контура, то этот контур воздействует на изменение частот вращения ГТУ группы ГПА. Если же, несмотря на это воздействие, текущее давление во входном коллекторе ДКС продолжает уменьшаться и достигает уставки второго контура ограничения, то формируется воздействие на степень открытия КХР.
Аналогичные действия производятся при увеличении давления во всасывающем коллекторе цеха (уменьшении в нагнетающем коллекторе для ДКС-2), при этом сначала обеспечивается закрытие КХР.
Основным рабочим параметром для контура ограничения является давление на входе для ДКС-1 и на выходе для ДКС-2, при этом ограничение максимального давления в выходном коллекторе ДКС-1 и минимального во входном коллекторе ДКС-2 имеет наивысший приоритет.
Ограничение минимально допустимого запаса по помпажу компрессоров ГПА обеспечивается блокировкой снижения частоты вращения СТ ГПА и открытием КХР настолько, чтобы запас по помпа-жу был не менее заданного.
При вступлении в действие любых контуров ограничения, воздействующих на степень открытия КХР, в динамике осуществляется приоткрытие всех агрегатных ан-типомпажных клапанов (АПК). Необходимость такого воздействия связана с конструктивными особенностями КХР, приводящими к задержкам или инерционным запаздываниям. Чтобы скомпенсировать это запаздывание, производится вычисление текущего рассогласования величины управляющего воздействия (требуемым в настоящий момент расходом газа через КХР) и положением КХР (фактическим расходом газа через КХР). Если величина этого рассогласования оказывается больше заданного значения, то вычисленная величина dG распределяется между агрегатными линиями рециркуляции компрессоров таким образом, чтобы массовые расходы рециркуляции через все АПК компрессоров были примерно одинаковыми, а их сумма была равна величине dG. По мере уменьшения вычисляемого рассогласования производится прикрытие всех АПК с сохранением одинаковых расходов рециркуляции через них до полного закрытия и достижения значения dG, равного нулю.
На втором этапе в АР ГА был ре -ализован алгоритм, позволяющий свести к минимуму возмущения, возникающие при замене ГПА.
Этот алгоритм, носящий название «Алгоритм автоматической перезагрузки», состоит из следующих действий (операций):
- перед выполнением алгоритма автоматической перезагрузки с экрана автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора компрессорного цеха (КЦ) задаются номер разгружаемого агрегата из числа работающих в режиме «Магистраль» под управлением системы автоматического регулирования (САР) группы ГПА и номер нагружаемого ГПА из числа резервных агрегатов;
- алгоритм автоматической перезагрузки формирует команду на открытие КХР до заданного положения, осуществляя вывод его из мертвой зоны;
- после достижения заданного положения КХР автоматически формируется команда в системе автоматического управления (САУ) загружаемого агрегата для перевода агрегата из режима «Кольцо» в режим «Магистраль»;
- перевод нагружаемого агрегата в режим «Магистраль» автоматически выполняет его САУ. Частота вращения ротора его свободной турбины с заданным темпом увеличивается, АПК закрывается и давление газа в нагнетательном трубопроводе нагружаемого агрегата увеличивается;
- при уменьшении разности давления газа в выходном коллекторе цеха и давления в нагне-тательном трубопроводе нагружаемого агрегата до заданного значения агрегатная автоматика формирует команду на открытие крана 2 нагружаемого ГПА;
- одновременно с формированием команды на открытие крана 2 нагружаемого ГПА производится вычисление текущего расхода газа нагружаемого ГПА по текущим измеряемым параметрам. Формируется команда в САУ разгружаемого ГПА на его перевод в режим «Кольцо» и про -изводится вычисление текущего расхода газа разгружаемого ГПА.
По разности значений этих расходов рассчитывается задание на текущее открытие КХР. Таким образом, происходящее за счет перегрузки ГПА изменение общего расхода газа, отбираемого из входной магистрали всеми ГПА группы, компенсируется положением КХР. Возможная неточность компенсации изменяющегося расхода открытием КХР может привести к значительному отклонению давления газа во входном коллекторе от уставки. Во избежание этого осуществляется вычисление фактического отклонения давления от уставки, и при превышении этого отклонения от заданного значения(конфигурируемый параметр в диапазоне от 0,25 до 0,5 кг/см2) в зависимости от знака отклонения производится уменьшение или увеличение скорости открытия КХР (в задание на степень открытия КХР вводится поправка);
- при достижении краном 2 за -крытого положения вырабатывается команда на полное закрытие КХР. После полного закрытия КХР, выдержки заданного времени (конфигурируемый параметр), требующегося для окончания всех переходных процессов, и установления статического режима алгоритм перезагрузки ГПА считается выполненным.
В процессе проведения пуско-наладочных работ была обеспечена точная настройка следующих контуров регулирования: давления на входе, давления на выходе, расхода от расходомер-ного устройства, степени сжатия. Настроены и проверены ограни-
Рис. 3. АРМ оператора ДКС Fig. 3. Automated work place of the boosting compressor station operator
чительные контуры: пониженного/ повышенного давления на входе цеха, пониженного/повышенного давления на выходе цеха, минимального помпажного запаса.
Проведены испытания системы при приближении одного или нескольких из агрегатов к линии помпажа, проверка устойчивости АР группой агрегатов при аварийном останове одного из ГПА и проверка алгоритма автоматической перезагрузки (смены) агрегата, находящегося в режиме «Магистраль», на агрегат, находящийся в режиме «Кольцо». Замеры результатов показали, что во время проведения испытаний при уставке по давлению на входе группы ГПА (выходе УКПГ) 6,35 МПа минимальное значение давления после внедрения алгоритмов составило 6,32 МПа, а время перезагрузки - всего 6 мин. При этом специалистами-технологами было отмечено соблюдение штатных режимов в процессе перезагрузки для работы ниток низкотемпературной сепарации (рис. 3).
Подобный алгоритм, реализуемый штатным оперативным
персоналом дистанционно путем открытия-закрытия АПК ГПА, требует серьезной организационно-технической подготовки и выполняется не менее 10-15 мин. Длительность и качество процесса серьезно зависит от квалификации персонала.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Эффективность приведенных алгоритмов САР группы агрегатов обеспечивается высокой точностью и надежностью реализации функции автоматической стабилизации давления на входе и выходе НТС с ТДА (во входном/ выходном коллекторе ДКС). Это приводит к бесперебойной работе ТДА, что, в свою очередь, гарантирует стабильную подачу в МГ кондиционного газа. Дополнительное сокращение времени перезагрузки агрегатов позволяет существенно уменьшить потери суммарной производительности ДКС.
Как показала практика, применение современных цифровых технологий обеспечивает повышение эффективности работы месторождений за счет:
- снижения влияния на процесс человеческого фактора вследствие уменьшения числа лиц, участвующих в ведении технологического процесса, и передачи части функций системам автоматического и автоматизированного управления автоматизации;
- применения современного технологического оборудования, единой программно-аппаратной платформы с наличием высокоскоростных каналов связи. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. СТО Газпром 2-2.1-1043-2016. Автоматизированный газовый промысел. Технические требования к технологическому оборудованию и объемам автоматизации при проектировании и обустройстве на принципах малолюдных технологий. М.: Газпром экспо, 2016. 31 с.
2. И.С. Морозов, А.Н. Харитонов, М.Н. Киселев. Система интегрированного моделирования для повышения эффективности управления разработкой месторождения // Газовая промышленность. 2011. № 10. С. 31-35.
3. Официальный сайт ПАО «Газпром» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.gazprom.ru/about/strategy/innovation/ (дата обращения: 07.03.2019).
REFERENCES
1. Gazprom company standard 2-2.1-1043-2016. Automated gas field. Technical requirements to technological equipment and automation volumes when designing and arranging facilities with the use of minimally manned principles. Moscow, Gazprom Expo, 2016, 31 p. (In Russian)
2. I.S. Morozov, A.N. Kharitonov, M.N. Kiselev. Integrated modeling system to improve the efficiency of field development management // Gazovaya promishlennost = Gas industry. 2011, No. 10, P. 31-35. (In Russian)
3. Official site of Gazprom PJSC [Electronic source]. Access mode: http://www.gazprom.ru/about/strategy/innovation/ (access date: March 3, 2019). (In Russian)
