Файл: Программа Цифровая эконо мика Российской Федерации.pdf

18
ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
№ 3 | 781 | 2019 г.
АВТОМАТИЗАЦИЯ
Цифровая экономика сегодня становится ключевым элемен- том повышения конкурентоспо- собности газового производства
России. Правительством приня- та программа «Цифровая эконо- мика Российской Федерации», утверждена Стратегия развития информационного общества в
России, рассчитанная на период
2017–2030 гг. Ряд поручений, из- ложенных в этих документах, дол- жен в ближайшее время обеспе- чить организацию «масштабной системной программы развития экономики нового технологичес- кого поколения».
В рамках реализации Комплекс- ной целевой программы разви- тия единого информационного пространства Группы «Газпром» на 2018–2022 гг. предусмотрено применение технологий нового поколения и «цифровой транс- формации» отрасли, включающей объединение систем управления в единую сеть и обеспечение вза- имодействия технологических процессов в режиме реального времени. Реализуемые подходы
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.
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
СОЗДАНИЕ ИННОВАЦИОННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ,
НАПРАВЛЕННЫХ НА ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ
РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ ДОЖИМНЫХ
КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

19
ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
№ 3 | 781 | 2019 г.
АВТОМАТИЗАЦИЯ
отражают стремление обеспе- чить технологическое развитие
Группы компаний ПАО «Газпром», обосновывают необходимость проведения этой работы в части политики инновационного разви- тия и импортонезависимости как аспекта национальной безопас- ности России. Основными особен- ностями современного развития отрасли являются необходимость комплексного подхода, возмож- ность организации управления производственными объектами, применение диагностики обо- рудования, наличие для объек- тов интегрированных моделей и бизнес-моделей производств, применение технологии «цифро- вых двойников», формирование и реализация оптимальных кри- териев и методик определения эффективности газового бизнеса.
Роль оперативной информации при этом резко возрастает. В тех- нологическом комплексе «пласт – скважина – газосборная сеть
(ГСС) – установка комплексной подготовки газа (УКПГ) – уста- новка предварительной подго- товки газа (УППГ) – дожимная компрессорная станция (ДКС) – магистральный газопровод (МГ)» требуется применение техноло- гий 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 объ- ектов), которые характеризуются своими пластовыми условиями
(давление, температура, состав газа, дебит скважин). Разница в средних дебитах по скважинам варьируется в широких пределах на начальной стадии обустрой- ства от 498 до 750 тыс. м
3
/сут.
ОПИСАНИЕ ЗАДАЧИ
При эксплуатации газовых про- мыслов Бованенковского НГКМ потребовалось техническое реше- ние для обеспечения надежности работы наиболее уязвимого эле- мента в цепочке подготовки и ком- примирования газа – технологи- ческой нитки низкотемпературной сепарации с турбодетандерным агрегатом (НТС с ТДА). Установка низкотемпературной сепарации обеспечивает качественные ха- рактеристики подаваемого в ма- гистраль товарного газа: темпе- ратуры газа и температуры точки росы по воде и углеводородам.
Основным показателем, влияю- щим на надежность работы НТС с ТДА, является стабильность давления газа на входе турбины
(в коллекторе сырого газа) и на выходе компрессора ТДА (в кол-
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.

20
ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
№ 3 | 781 | 2019 г.
АВТОМАТИЗАЦИЯ
лекторе осушенного газа), недопу- стим выход давления за эксплуа- тационные пределы по режиму работы ТДА. Основная сложность в управлении установкой НТС с
ТДА заключается в том, что тем- пература НТС, обеспечивающая требуемую точку росы по влаге и углеводородам, и температура газа на входе в МГ достигаются за счет рекуперации холода, по- лучаемого при адиабатическом расширении газа в детандере ТДА.
Режим работы турбодетандера за- висит от внешних условий, основ- ными из которых являются давле- ние на входе детандера и расход газа через ТДА. Таким образом, основная задача для обеспечения эффективной работы установки
НТС с ТДА – управление темпера- турными режимами (качествен- ные показатели товарного газа) и производительностью установки
(количественные показатели).
Технология газовых промыслов
Бованенковского НГКМ предусма- тривает последовательную работу
НТС с ТДА (10 ниток в параллель- ной схеме) и ДКС 1-й очереди
(5 газоперекачивающих агрегатов на осушенном газе в параллель- ной схеме, ДКС-1) и 2-й очереди
(5 газоперекачивающих агрега- тов на сыром газе в параллельной схеме, ДКС-2). Основной режим работы – это поддержание за- данного 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 уда- ленности от точки помпажа, что создает необходимый запас по регулированию компрессорно- го цеха в целом. Дополнительно учитываются технологические ограничения газоперекачиваю- щих агрегатов (ГПА), связанные с увеличением/уменьшением мощности (например, допустимые обороты роторов силовых турбин
(СТ) и газогенераторов (ГГ), дав- ление нагнетания ГГ, температу- ра газа на выходе нагнетателя, 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 давле- ния 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 от- клонения от заданного режима.
Причины данных обстоятельств:
– несовпадение произво- дительности НТС с ТДА и произво- дительности ДКС, обеспечиваемой классической схемой построения цехового регулятора ДКС (поддер- живаемые параметры: давление на выходе ДКС, расход газа че- рез ДКС, степень сжатия ДКС) в силу погрешности узлов изме- рений, наличия внешних возму- щений (давление в МГ, температу- ра 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, работаю- щего в МГ, на другой), выполняе- мый по командам персонала.
Из приведенных выше рассуж- дений очевидно, что управление технологическими процессами га- зового промысла с точки зрения основных показателей – количе- ства и качества подаваемого в магистраль товарного газа – на- ходится в зависимости от этапа разработки месторождения.
РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ
Исходя из вышеизложенного, а также необходимости увеличе- ния суточной производительности месторождения и обеспечения максимальных режимов добычи, потребовалось обеспечить авто- матизированное регулирование
НТС с ТДА. Эта задача решалась в две стадии:
– автоматическое поддержание давления во входном коллекторе
ДКС-1 (после НТС с ТДА) и выход- ном коллекторе ДКС-2 (до НТС с
ТДА) при нормальном режиме работы;
– автоматизированная перегруз- ка ГПА с обеспечением стабиль- ного давления во входном кол- лекторе ДКС-1 и выходном коллек- торе ДКС-2 (рис. 2).
На первой стадии были выяв- лены основные возмущающие воздействия, приводящие к из- менениям режима работы ТДА.
К ним относятся изменения:
– входного/выходного давления
НТС с ТДА при изменении режима по расходу, пуске/останове тех- нологической 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, свя- занные с функционированием скважин.
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

21
ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
№ 3 | 781 | 2019 г.
АВТОМАТИЗАЦИЯ
Были поставлены основные за- дачи для обеспечения режимов и автоматического регулирования группой ГПА (АР ГА):
– поддержание основного режи- ма работы, т. е. давления газа на входе ДКС-1 и давления газа на вы- ходе ДКС-2 (параметр регулиро- вания задается оператором или системой управления УКПГ ав- томатически);
– распределение нагрузки меж- ду агрегатами;
– предельное регулирование
(ограничение) по параметрам: входное и выходное давление (Р
вх
,
Р
вых
), степень повышения давле- ния, ограничение минимального помпажного запаса.
Дополнительно были опреде- лены пути реализации контуров ограничения АР ГА:
– производительность ком- прессоров, опосредованная через регулирование расхода топлива газотурбинных установок ГПА;
– рециркуляция газа при воз- действии на цеховой клапан хо- лодной рециркуляции (КХР).
Каждый из контуров имеет определенные значения ограни- чений, устанавливаемые таким образом, чтобы в первоначаль- ный момент времени вступали в действие ограничения по произво- дительности, а затем – по рецир- куляции газа. Таким образом, если в процессе эксплуатации текущее давление во входном коллекто- ре ДКС-1 или выходном коллек- торе ДКС-2 достигает ограничи- вающего значения первого кон- тура, то этот контур воздействует на изменение частот вращения
ГТУ группы ГПА. Если же, несмот- ря на это воздействие, текущее давление во входном коллекторе
ДКС продолжает уменьшаться и достигает уставки второго контура ограничения, то формируется воз- действие на степень открытия КХР.
Аналогичные действия произ- водятся при увеличении давления во всасывающем коллекторе цеха
(уменьшении в нагнетающем кол- лекторе для ДКС-2), при этом сна- чала обеспечивается закрытие КХР.
Основным рабочим парамет- ром 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 наивыс- ший приоритет.
Ограничение минимально до- пустимого запаса по помпажу компрессоров ГПА обеспечивает- ся блокировкой снижения частоты вращения СТ ГПА и открытием КХР настолько, чтобы запас по помпа- жу был не менее заданного.
При вступлении в действие лю- бых контуров ограничения, воз- действующих на степень открытия
КХР, в динамике осуществляется приоткрытие всех агрегатных ан- типомпажных клапанов (АПК). Не- обходимость такого воздействия связана с конструктивными осо- бенностями КХР, приводящими к задержкам или инерционным запаздываниям. Чтобы ском- пенсировать это запаздывание, производится вычисление теку- щего рассогласования (dG) вели- чины управляющего воздейст- вия (требуемым в настоящий мо- мент расходом газа через КХР) и положением КХР (фактическим расходом газа через КХР). Если величина этого рассогласования оказывается больше заданного значения, то вычисленная вели- чина dG распределяется между агрегатными линиями рецирку- ляции компрессоров таким об- разом, чтобы массовые расходы рециркуляции через все АПК ком- прессоров были примерно одина- ковыми, а их сумма была равна величине dG. По мере уменьше- ния вычисляемого рассогласо- вания производится прикрытие всех АПК с сохранением одина- ковых расходов рециркуляции через них до полного закрытия и достижения значения dG, рав- ного нулю.
На втором этапе в АР ГА был ре- ализован алгоритм, позволяющий свести к минимуму возмущения, возникающие при замене ГПА.
Этот алгоритм, носящий назва- ние «Алгоритм автоматической перезагрузки», состоит из следую- щих действий (операций):
– перед выполнением алгорит- ма автоматической перезагрузки с экрана автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора компрессорного цеха (КЦ) задают- ся номер разгружаемого агрегата из числа работающих в режиме
«Магистраль» под управлением системы автоматического регу- лирования (САР) группы ГПА и но- мер нагружаемого ГПА из числа резервных агрегатов;
– алгоритм автоматической пе- резагрузки формирует команду на открытие КХР до заданного положения, осуществляя вывод его из мертвой зоны;
– после достижения заданного положения КХР автоматически формируется команда в систе- ме автоматического управления
(САУ) загружаемого агрегата для перевода агрегата из режима
«Кольцо» в режим «Магистраль»;
– перевод нагружаемого агре- гата в режим «Магистраль» ав- томатически выполняет его САУ.
Частота вращения ротора его свободной турбины с заданным темпом увеличивается, АПК за- крывается и давление газа в нагнетательном трубопроводе нагружаемого агрегата увели- чивается;
– при уменьшении разности давления газа в выходном кол- лекторе цеха и давления в нагне- тательном трубопроводе нагру- жаемого агрегата до заданного значения агрегатная автоматика формирует команду на открытие крана 2 нагружаемого ГПА;
– одновременно с формиро- ванием команды на открытие крана 2 нагружаемого ГПА про- изводится вычисление текущего расхода газа нагружаемого ГПА по текущим измеряемым пара- метрам. Формируется команда в САУ разгружаемого ГПА на его перевод в режим «Кольцо» и про- изводится вычисление текущего расхода газа разгружаемого ГПА.

22
ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
№ 3 | 781 | 2019 г.
АВТОМАТИЗАЦИЯ
По разности значений этих рас- ходов рассчитывается задание на текущее открытие КХР. Таким образом, происходящее за счет перегрузки ГПА изменение обще- го расхода газа, отбираемого из входной магистрали всеми ГПА группы, компенсируется положе- нием КХР. Возможная неточность компенсации изменяющегося расхода открытием КХР может привести к значительному откло- нению давления газа во входном коллекторе от уставки. Во избе- жание этого осуществляется вы- числение фактического отклоне- ния давления от уставки, и при превышении этого отклонения от заданного значения (конфигури- руемый параметр в диапазоне от
0,25 до 0,5 кг/см
2
) в зависимости от знака отклонения производит- ся уменьшение или увеличение скорости открытия КХР (в задание на степень открытия КХР вводится поправка);
– при достижении краном 2 за- крытого положения вырабатыва- ется команда на полное закрытие
КХР. После полного закрытия КХР, выдержки заданного времени
(конфигурируемый параметр), требующегося для окончания всех переходных процессов, и установ- ления статического режима алго- ритм перезагрузки ГПА считается выполненным.
В процессе проведения пуско- наладочных работ была обеспе- чена точная настройка следу- ющих контуров регулирования: давления на входе, давления на выходе, расхода от расходомер- ного устройства, степени сжатия.
Настроены и проверены ограни- чительные контуры: пониженного/
повышенного давления на входе цеха, пониженного/повышенного давления на выходе цеха, мини- мального помпажного запаса.
Проведены испытания систе- мы при приближении одного или нескольких из агрегатов к линии помпажа, проверка устойчиво- сти АР группой агрегатов при аварийном останове одного из
ГПА и проверка алгоритма авто- матической перезагрузки (смены) агрегата, находящегося в режи- ме «Магистраль», на агрегат, на- ходящийся в режиме «Кольцо».
Замеры результатов показали, что во время проведения испы- таний при уставке по давлению на входе группы ГПА (выходе УКПГ)
6,35 МПа минимальное значение давления после внедрения ал- горитмов составило 6,32 МПа, а время перезагрузки – всего 6 мин.
При этом специалистами-техно- логами было отмечено соблюде- ние штатных режимов в процессе перезагрузки для работы ниток низкотемпературной сепарации
(рис. 3).
Подобный алгоритм, реали- зуемый штатным оперативным персоналом дистанционно пу- тем открытия-закрытия АПК ГПА, требует серьезной организаци- онно-технической подготовки и выполняется не менее 10–15 мин.
Длительность и качество процес- са серьезно зависит от квалифи- кации персонала.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Эффективность приведенных алгоритмов САР группы агре- гатов обеспечивается высокой точностью и надежностью реали- зации функции автоматической стабилизации давления на входе и выходе НТС с ТДА (во входном/
выходном коллекторе ДКС). Это приводит к бесперебойной ра- боте ТДА, что, в свою очередь, гарантирует стабильную подачу в МГ кондиционного газа. Допол- нительное сокращение времени перезагрузки агрегатов позволяет существенно уменьшить потери суммарной производительности
ДКС.
Как показала практика, при- менение современных цифровых технологий обеспечивает повы- шение эффективности работы месторождений за счет:
– снижения влияния на процесс человеческого фактора вслед- ствие уменьшения числа лиц, участвующих в ведении техноло- гического процесса, и передачи части функций системам автома- тического и автоматизированного управления автоматизации;
– применения современного технологического оборудования, единой программно-аппаратной платформы с наличием высоко- скоростных 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)
Рис. 3. АРМ оператора ДКС
Fig. 3. Automated work place of the boosting compressor station operator