Общая характеристика объектов нефтегазовой отрасли и программно-аппаратных средств их автоматизации

Лекция № 1 Общая характеристика объектов нефтегазовой отрасли и программно-аппаратных средств их автоматизации 1. Объекты нефтегазовой отрасли 1.1. Состав объектов добычи и подготовки нефти и объемы автоматизации Технология добычи и подготовки нефти включает ряд разнородных производственных процессов. Основные объекты промысловой технологии и их взаимодействие представлены на рис. 1. Рис. 1. Упрощенная структура объектов нефтегазодобычи. Поднятая на поверхность различными способами (фонтанный, газлифтный, насосный) нефть от скважин по скважинным коллекторам направляется на групповую замерную установку (ГЗУ). Скважины поочередно подключаются к замерной установке для определения их дебита по жидкой и газовой фазам. После замера нефть попадает в промысловый коллектор. Чтобы ее «протолкнуть» до центрального пункта сбора (ЦПС) или установки подготовки нефти (УПН), используют дожимные насосные станции (ДНС). Здесь из нефти частично отделяют газ и воду (в сепараторах и отстойниках), а затем с помощью насосов транспортируют до ЦПС или УПН. Установки предварительного сброса пластовых вод (УПСВ) могут включать в свой состав отстойники и технологические резервуары, где нефть отстаивается, и из нее частично выделяются вода и газ. Частично обезвоженная нефть попадает на УПН, в состав которых включены сепарационные установки (СУ), предназначенные для дегазации нефти, установки обезвоживания и обессоливания (УОО), установки 2 стабилизации (УС) для выделения из нефти легких углеводородных фракций. Метан/этан/пропан/бутановые фракции имеют достаточно низкую температуру кипения и могут быть потеряны в процессе транспорта нефти по магистральным нефтепроводам. Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный парк (резервуары), откуда ее насосами через узлы коммерческого учета готовой продукции (УУ) подают в магистральный нефтепровод. Пластовая вода, выделенная из нефтяной эмульсии на установках предварительного сброса вод, установках подготовки нефти, поступает на установку очистки пластовых вод (УОПВ), после чего ее снова закачивают в пласт через водораспределительные блоки (ВРБ) и нагнетательные скважины с помощью кустовой насосной станции (КНС) для улучшения притока нефти к забоям эксплуатационных скважин. Газ, выделенный на технологических аппаратах УПСВ и УПН, направляется на газобензиновый завод (ГБЗ). Часть этого газа подается компрессорной станцией (КС) на газораспределительную установку (ГРУ), а затем - в затрубное пространство нефтяных скважин, эксплуатируемых газлифтным методом. 1.1.1. Способы добычи нефти Различают следующие добывающие (эксплуатационные) скважины: - фонтанные - нефть поднимается на поверхность под действием внутрипластового давления; - насосные: - оборудованные штанговыми глубинными насосами (ШГН); - оборудованные электроцентробежными насосами (ЭЦН); - газлифтные - нефть поднимается на поверхность закачиваемым в скважину газом.  Фонтанный способ Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик. Давление на забое скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения при движении жидкости вверх. Фонтанирование жидкости облегчается содержащимися в ней пузырьками газа, так как разгазирование нефти начинается уже в скважине на определенных глубинах. Плотность столба ГЖС (газожидкостная смесь) в фонтанных трубах 3 меньше, чем при подъеме негазированной нефти. Соответственно, гидростатическое давление столба ГЖС меньше и для ее подъема потребуется меньшее забойное давление РС. Давление, при котором начинается разгазирование нефти, называется давлением насыщения - РНАС. Фонтанирование возможно при РС > РНАС и при РС < РНАС. В зависимости от геологических характеристик и особенностей продуктивного пласта применяются различные конструкции скважин. Обязательными элементами являются направление (5 – 15 м), кондуктор (100 – 500 м) и обсадная (эксплуатационная) колонна (до продуктивного горизонта). Эта простая конструкция может быть использована при глубинах скважин до 2000 м. По целому ряду причин часто применяют более сложные конструкции. Для подвески НКТ (насосно-компрессорные трубы), направления продукции скважин в замерные устройства, регулирования работы скважины, ее кратковременного закрытия на ремонт на устье фонтанной скважины устанавливается специальное оборудование – колонная головка, фонтанная арматура и манифольды. Колонная головка предназначена для герметизации межтрубных пространств, подвески обсадных колонн и установки фонтанной арматуры. Фонтанная арматура предназначена для направления продукции в выкидную линию на замерную установку, проведения технологических операций при эксплуатации и ремонте скважины, осуществления глубинных исследований, регулирования режима работы скважины. Фонтанная арматура состоит из трубной головки (для подвеса фонтанных труб) и фонтанной елки. На выкидных линиях фонтанной арматуры устанавливаются штуцеры (регулируемые и нерегулируемые) для регулирования режима работы скважины. Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с трубопроводом. Применяются различные схемы обвязок в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации.  Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами Теоретическая суточная подача штангового плунжерного насоса определяется выражением QТ = 1440 F S n, где: QТ - теоретическая суточная подача; F – площадь сечения плунжера насоса; S – действительный ход плунжера; n – число ходов плунжера в минуту. 4 Действительная подача QД как правило меньше теоретической и определяется коэффициентом подачи  = QД / QТ (  0,6-0,65) На коэффициент подачи влияют многие факторы, среди которых: - влияние свободного газа - 1; - уменьшение полезного хода плунжера - 2 (упругие деформации); - уменьшение объема откачиваемой жидкости в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации - 3; - утечки между цилиндром и плунжером, утечки в клапанах и т .п. - 4. Таким образом, результирующий коэффициент подачи представляет собой произведение нескольких коэффициентов  = 1234 Штанговая насосная установка состоит из наземного и подземного оборудования. К подземному оборудованию относятся: - штанговый насос с всасывающим и нагнетательным клапанами; - насосные штанги и трубы. Наземное оборудование представляет собой станок-качалку, основными элементами которого являются электродвигатель, редуктор, кривошип, шатун, балансир, устьевая обвязка с сальником. Нормальное функционирование глубинных штанговых насосных установок требует применения современных способов контроля работы как подземного, так и наземного оборудования и выявления различных неисправностей еще до наступления аварийных отказов ШГН. Один из способов диагностики подземного и наземного оборудования – динамометрирование. Динамограммы дают важную информацию о работе установки в целом. Для получения динамограмм установка оборудуется специальными датчиками усилий и датчиками хода полированного штока. По отклонению формы динамограммы от нормальной можно судить о различных дефектах работы глубинной насосной установки (попадание газа в насос, утечки в нагнетательном или всасывающем клапане, заклинивание и др.), а также об уменьшении полезного хода плунжера насоса по сравнению с ходом точки подвеса штанг из-за упругих деформаций штанг и труб. Другой способ диагностики ШГН – ваттметрирование. Этот способ использует связь информационных признаков ваттметрограммы (зависимость потребляемой активной мощности от положения плунжера насоса) с теми или иными повреждениями ШГН (обрыв или проскальзывание ремней, разбаланс противовеса, перегрузка по току, неисправности в насосной системе и т.д.). 5  Эксплуатация скважин погружными электроцентробежными насосами (ЭЦН) ЭЦН имеют неоспоримые преимущества перед штанговыми установками по двум причинам: - перенос приводного электродвигателя на забой и ликвидация колонны штанг, что существенно повышает КПД системы; - значительный диапазон рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м3/сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ. Погружные электроцентробежные насосы – это многоступенчатые центробежные насосы с большим числом ступеней (несколько сот), приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции. ЭЦН опускается в скважину под расчетный динамический уровень на 150 – 300 м. Установка включает следующие компоненты: - маслозаполненный электродвигатель; - гидрозащиту или протектор; - приемную сетку насоса; - многоступенчатый центробежный насос; - бронированный электрокабель с крепежом к НКТ; - устьевую арматуру; - барабан для намотки кабеля; - трансформатор; - станцию управления. Выпускаемые в настоящее время насосы рассчитаны на номинальные расходы от 10 до 1000 м3сут. и напоры от 450 до 3000 м. Состояние погружного оборудования и состояние скважины определяются целым рядом параметров. Такими параметрами являются ток электродвигателя, сопротивление изоляции кабеля и электродвигателя, температура электродвигателя, состояние насоса (включен/выключен), давление на приеме насоса, буферное давление и др.  Газлифтная эксплуатация скважин Газлифтную скважину можно рассматривать как фонтанную, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу. Два канала, необходимые для работы газлифтной скважины, создаются двумя рядами концентрично расположенных труб. Как правило, сжатый газ подается в межтрубное пространство, а образующаяся при этом газожидкостная смесь поднимается 6 по внутреннему ряду труб. Диаметр внутренних труб достаточно мал и диктуется скоростью подъема ГЖС. Первый ряд труб обычно опускают до интервала перфорации, а второй ряд – под динамический уровень на глубину, соответствующую рабочему давления газа (на устье скважины). Реальный уровень всегда устанавливается у башмака подъемных труб. Он не может быть выше или ниже башмака, так как либо газ не будет поступать в НКТ, либо жидкость. Давление на забое газлифтной скважины достаточно просто определить по рабочему давлению газа на устье скважины (рабочее давление газа и давление у башмака НКТ практически равны, а глубины погружения труб известны). Арматура, устанавливаемая на устье газлифтной скважины, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение: герметизация устья, подвеска подъемных труб и возможность осуществления различных операций по промывке скважины, по переключению направления закачивания газа и т.п. Часто используется фонтанная арматура, оставшаяся после фонтанного периода эксплуатации. В случае интенсивных отложений парафина арматура дополнительно оборудуется лубрикатором для ввода в скважину скребка. Состояние газлифтной скважины определяется такими параметрами, как рабочее давление газа и его расход, дебит жидкости, буферное давление, динамический уровень, забойное давление и др. 1.1.2. Групповые замерные установки (ГЗУ) Групповые замерные установки предназначены для измерения дебита нефтяных скважин по жидкой и газовой фазам. ГЗУ включает в свой состав переключатель скважин многоходовой (ПСМ) и сепаратор. С помощью ПСМ исследуемая скважина подключается к сепаратору, а продукция остальных скважин куста направляется в общий коллектор. В сепараторе происходит разделение жидкости и газа с последующим измерением дебита скважины по фазам. Продукция поставленной на замер скважины после произведенных измерений направляется в общий коллектор. 1.1.3. Дожимные насосные станции (ДНС) Дожимная насосная станция представляет собой совокупность технологических объектов, выполняющих задачу доведения до требуемых величин значений давления и расхода нефти, поступающей с месторождения, для её дальнейшей транспортировки на пункты сбора и подготовки. Технологическими объектами ДНС являются сепараторы и газосепараторы для предварительного выделения газа из нефтяной эмульсии, насосные агрегаты для транспорта нефти, факельная установка, реагентное хозяйство, 7 дренажно-канализационные емкости, запорная и регулирующая арматура, узлы учета газа и жидкости. 1.1.4. Установки подготовки нефти (УПН) Состав технологического оборудования установок подготовки нефти к транспорту по магистральным нефтепроводам зависит от многих факторов и специфичен для каждого конкретного месторождения. К такому оборудованию можно отнести: - нагревательные печи; - сепараторы; - отстойники; - электродегидраторы: - концевые сепараторы; - резервуарный парк; - дренажные емкости; - установки ввода реагентов; - факельное хозяйство; - аварийные емкости; - насосные станции различного назначения; - емкости различного назначения; - узел учета нефти и другие технологические объекты. Сепараторы предназначены для дегазации нефти. Здесь вследствие уменьшения давления и нагрева нефти происходит выделение газа из сырья. В отстойниках происходит основное отделение воды вследствие разности плотностей нефти и подтоварной воды, а также уменьшения скорости потока. В электродегидраторах под воздействием электрических переменных полей происходит окончательное разрушение эмульсии «нефть-вода», слияние, укрупнение и отстаивание капель воды с растворенными в ней солями. Товарная нефть направляется в резервуарный парк, откуда через узлы учета нефти подается в магистральный нефтепровод. 1.1.5. Кустовые насосные станции (КНС) Поддержание пластового давления часто осуществляется закачкой воды во внешний контур нефтяного пласта. Закачка воды производится кустовыми насосными станциями через водораспределительные блоки и нагнетательные скважины. Объемы автоматизации некоторых объектов добычи и подготовки нефти приведены ниже. 8 Таблица 1 —Скважина, оснащённая ШГН Функции Системы Измерение Управление Наименования параметров и состояний 1. Ток электродвигателя 2. Давление на устье скважины 3. Динамометрирование 4. Состояние насоса (включён - отключён)    5. Работа по заданной временной программе 6. Деблокировка аварии Регулирова ние Сигнализация Противоаварийная защита         Таблица 2 — Скважина, оснащённая ЭЦН Наименования параметров и состояний 1 . Ток электродвигателя насоса 2. Давление буферное 3. Давление на приёме насоса 4. Температура двигателя 5. Сопротивление изоляции кабеля и электродвигателя 6. Состояние насоса (включён - отключён) Функции Системы Сигнализа- ПротивоИзмерение Управление Регулирова -ние ция аварийная защита         7. Работа по заданной временной программе 8. Недогрузка по току двигателя 9. Перегрузка по току двигателя 1 0 .Деблокировка аварии        Таблица 3 — Установки для измерения производительности скважин Функции Системы Измерение Управление Наименования параметров и состояний 1. Дебит скважины по нефти 2. Дебит скважины по воде 3. Дебит скважины по газу 4. Давление в общем коллекторе 5. Положение переключателя скважин 6. Переключение скважин 7. Несанкционированный доступ в помещение КИПиА 8. Температура в помещении замерной установки     Регулирова ние        Сигнализация Противоаварийная защита   Таблица 4 — Сепараторы нефтяные Наименования параметров и состояний Функции Системы Измерение Управление Регулирова ние Сигнализация Противо-^ аварийная защита 9   1. Давление в сепараторе 2. Уровень жидкости 3. Положение клапана         Регулирова ние Сигнализация Противоаварийная защита       Таблица 5 —Отстойники Функции Системы Измерение Управление Наименования параметров и состояний 1. Уровень жидкости 2. Уровень раздела фаз (нефть-вода) 3. Обводнённость нефти 4. Положение клапанов      Таблица 6 — Электродегидраторы Наименования параметров и состояний Функции Системы Измерение 1. Расход нефти на выходе 2. Давление нефти на выходе 3. Обводнённость нефти 4. Уровень жидкости 5. Уровень раздела фаз (нефть-вода) 6. Уровень масла в трансформаторе 7. Ток трансформатора 8. Напряжение на трансформаторе        Управление Регулирова ние   Сигнализация Противоаварийная защита           ПРИМЕЧАНИЕ: Таблицы 1–6 соответствуют стандарту компании ЛУКОЙЛ. Анализ приведенных выше таблиц показывает, что автоматизация объектов добычи и подготовки нефти сводится, в основном, к измерению значений технологических параметров, сигнализации отклонений параметров от заданных значений и состояний кранов и оборудования. Широко развита и функция противоаварийной защиты. Но лишь в редких случаях реализуется функция регулирования (сепараторы, отстойники, электродегидраторы). При этом объекты регулирования достаточно простые и не требуют сложных алгоритмов управления. Состав объектов добычи и подготовки газа и объемы автоматизации Упрощенная схема добычи и подготовки газа представлена на рис. 2. 1.2. 10 Рис. 2. Упрощенная схема добычи и подготовки газа. Месторождения природного газа в зависимости от его состава могут быть газовыми или газоконденсатными. Такое деление месторождений природного газа определяется составом углеводородной продукции. Газовыми называют месторождения, в состав продукции которых входят в основном углеводороды С1, С2, С3 и практически отсутствуют углеводороды С5 и выше. К газовым месторождениям можно отнести такие, как Медвежье (начало разработки – 1971г.), Уренгойское (1978г.) и Ямбургское (1986г.). Основные запасы газа в этих месторождениях сосредоточены в сеноманском горизонте. Газоконденсатными называют месторождения, в состав продукции которых входит значительное количество углеводородов С5 и выше. Например, продукция валанжинской залежи Уренгойского месторождения содержит до 350 г/м3 тяжелых углеводородов. Деление месторождений на газовые и газоконденсатные обусловлено различием технологических процессов подготовки их продукции к транспорту. В соответствии с требованиями отраслевого стандарта (ОСТ 51.40-93) точка росы транспортируемого газа по влаге и углеводородам ограничена следующими значениями:  в зимний период: - для холодной климатической зоны – от минус 25 до минус 200С; - для умеренной и жаркой климатических зон - от минус 10 до минус 50С.  в летний период: - для холодной климатической зоны – от минус 15 до минус 50С; - для умеренной и жаркой климатических зон - минус 30С. Выполнение этих требований и диктует выбор метода подготовки газа к транспорту. Подготовка продукции скважин газовых месторождений сводится к 11 осушке газа. При этом обеспечивается требуемая точка росы по влагосодержанию. Для осушки газа в настоящее время на промыслах применяют два процесса:  Поглощение влаги из газа с помощью жидкого абсорбента (абсорбционная осушка). При этом влажный газ и жидкий абсорбент движутся противотоком, а насыщенный влагой абсорбент непрерывно выводится из абсорбера на регенерацию (часто применяется на северных месторождениях).  Поглощение влаги твердым адсорбентом (адсорбционная осушка). Влажный газ прокачивается через неподвижный слой адсорбента, который требует периодической регенерации. Для обеспечения непрерывности процесса адсорбции требуется батарея адсорберов (применяется редко). Установки подготовки продукции скважин газоконденсатных месторождений должны обеспечить точку росы подготовленного к транспорту газа по влаге и углеводородам. Основной технологический процесс подготовки газа газоконденсатных месторождений – низкотемпературная сепарация (НТС). Процесс протекает при пониженной температуре (-10  -200С) и позволяет очистить газ от влаги и конденсата (С5 и выше). Добыча пластового газа обеспечивается эксплуатационными скважинами, объединенными в кусты (3 – 7 скважин). Подключение кустов скважин к УКПГ (установка комплексной подготовки газа) осуществляется, как правило, по индивидуальным газопроводам-шлейфам. Иногда к одному шлейфу подключается 2 куста. В зависимости от многих факторов 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 (100 30 С). Но так как в состав газового потока кроме углеводородов входит и пластовая вода, то в зимнее время, когда температура окружающей среды опускается до -20  -400С и даже ниже, в шлейфах возможно замерзание капельной влаги (гидратообразование). Гидратообразование препятствует процессу доставки газа от скважин до УКПГ. Поэтому в выкидные линии скважин предусматривается подача метанола. Объем автоматизации кустов газовых скважин:  измерение давления газа на скважине;  измерение перепада давления газа на сужающем устройстве; 12  измерение температуры газа на скважине;  измерение напряжения, тока СКЗ (система катодной защиты) и уровня защитного потенциала куста;  измерение потребляемой электроэнергии СКЗ;  сигнализация температуры в блок-боксе ТМ (телемеханики);  сигнализация открытия двери блок-бокса;  сигнализация отсутствия напряжения питания 220 вольт;  сигнализация разряда аккумуляторных батарей устройства бесперебойного питания. В состав УКПГ входят следующие основные технологические объекты: - здание переключающей аппаратуры (ЗПА); - цех осушки газа; - цех регенерации абсорбента; - узел хозрасчётного учета газа. Общими для всего УКПГ являются: служебно-эксплуатационный блок с операторной и узлом связи, цех регенерации метанола, газосборная сеть (кусты газовых скважин), узел подключения к магистральному газопроводу (газопровод подключения) и технологические объекты вспомогательного назначения. По мере выработки газового месторождения и понижения пластового давления в газовых скважинах на входе УКПГ потребуется строительство дожимной компрессорной станции (ДКС). Иногда их называют ДКС второй очереди в отличие от ДКС, устанавливаемых на выходе газа из УКПГ (ДКС первой очереди). Отбор пластового газа для его подготовки к транспорту на УКПГ обеспечивается N скважинами, сгруппированными в M кустов. Средний дебит скважины – 100 - 600 тыс. м3/сут. (цифры очень средние – все зависит от пластового давления). Газ с давлением P МПа (для новых месторождений – 10-15МПа, но давление падает в ходе разработки месторождения в среднем на 0,4 – 0,6 МПа в год) и температурой плюс 5 - 15С поступает по коллекторам с кустов скважин в здание переключающей арматуры (см. рис. 2). Газ последовательно проходит запорную арматуру с дистанционным управлением, регулирующий штуцер, снижающий давление газа, и подается в цех осушки газа. Цех абсорбционной осушки газа состоит из нескольких технологических линий. Их количество на различных УКПГ не одинаково и определяется объемом газа, поступающего от скважин, и производительностью абсорберов. Количество линий может быть 8-10-12 и 13 больше, но две из них - резервные. Газ по технологической линии последовательно проходит кран с дистанционным управлением, промывочную колонну (в старых технологиях ее нет), абсорбер, расходомер газа, регулирующий клапан и кран с дистанционным управлением. С помощью расходомеров и регулирующих клапанов осуществляется распределение нагрузок по технологическим линиям цеха осушки газа. В промывочной колонне газ очищается от мехпримесей, солей и частично от метанола путем промывки рефлюксной водой. В абсорбере газ осушается абсорбентом - диэтиленгликолем (ДЭГ) (триэтиленгликолем – ТЭГ). Регенерация абсорбента осуществляется в цехе регенерации ДЭГ (ТЭГ). Осушенный газ со всех технологических линий объединяется в общий коллектор и подается в пункты хозрасчетного замера газа. Для предотвращения растепления грунта газ перед подачей в газопровод подключения проходит через воздушные холодильники (площадка АВО). Объемы автоматизации технологических объектов подготовки газа представлены в табл. 7 (без учета телемеханики и системы пожаротушения). Таблица 7 Объект Аналоговые входы Аналоговые выходы Дискретные входы Дискретные выходы ЗПА Цех осушки газа Цех регенерации метанола Цех регенерации ТЭГа СЭБ с операторной ИТОГО: 2395 80 150 180 100 15 545 10 30 15 15 70 160 150 380 170 90 950 170 160 260 170 70 830 ПРИМЕЧАНИЕ: Цифры, приведенные в табл. 7, даны приближенно. Выводы, сделанные выше по объектам добычи и подготовки нефти, можно в полной мере отнести и к объектам добычи и подготовки газа. Большое количество дискретных входов/выходов по УКПГ говорит о широко развитой функции сигнализации состояний кранов и оборудования и функции противоаварийной защиты. Количество аналоговых выходов определяет количество контуров регулирования в системе. С учетом большого количества ниток цеха осушки на одну нитку приходится 3-5 контуров регулирования (уровни, расходы). 14 1.3. Объекты транспорта газа К основным объектам автоматизации процесса транспорта газа относятся (рис. 3): Рис.3. Объекты магистрального газопровода. - компрессорная станция/цех; газоперекачивающие агрегаты; удаленные технологические объекты КС; газораспределительные станции; подземные хранилища газа; узлы учета газа; линейные крановые площадки.  Компрессорные станции (КС) магистральных газопроводов предназначены для компримирования транспортируемого газа до давления, обеспечивающего его подачу от источников газа до потребителей. Основными параметрами КС являются количество транспортируемого газа, давление и температура газа на входе и вы ходе станции. По технологическому принципу КС делятся на головные (ГКС), размещаемые обычно в непосредственной близости от месторождений газа, и промежуточные, располагаемые по трассе газопровода, в соответствии с его гидравлическим расчетом. На ГКС газ не только компримируется, но и подготавливается к транспорту. Для обеспечения требований, предъявляемых к транспортируемому газу, на головных станциях газопровода производится сепарация, осушка, очистка, удаление сероводорода и углекислоты, охлаждение и замер количества газа. На промежуточных КС обязательно производится очистка газа от механических примесей и, при необходимости, его охлаждение. 15 Бесперебойная работа КС обеспечивается согласованным функционированием всего комплекса сооружений, который по степени значимости может быть разделен на объекты основного и вспомогательного назначения. К основным объектам КС относятся площадки приема и пуска очистных устройств, установки очистки газа от механических примесей, газоперекачивающие агрегаты, коллекторы газа высокого давления, узел охлаждения газа. К объектам вспомогательного назначения относятся: узел редуцирования давления пускового, топливного газа и газа на собственные нужды; электростанция или трансформаторная подстанция при внешнем источнике энергоснабжения; котельная или установка утилизации тепла уходящих газов; склад горюче-смазочных материалов; ремонтноэксплуатационный блок; служебно-эксплуатационный блок; служба связи; объекты водоснабжения, канализации и очистные сооружения.  Одним из основных объектов процесса транспорта газа является газоперекачивающий агрегат, повышающий давление газа в газопроводе путем его сжатия. ГПА состоит из центробежного компрессора, двигателя и вспомогательного технологического оборудования. Агрегаты различаются по многим признакам: по единичной мощности (от 4 до 25 МВт), по типу двигателя (газотурбинные или электроприводные) и т.д. Как правило, единичной мощности ГПА недостаточно для обеспечения нужной степени сжатия и объемной производительности. Поэтому несколько ГПА обычно объединяют в компрессорные цеха (КЦ). Таким образом, компрессорный цех представляет собой совокупность работающих на общую нагрузку ГПА и общецехового оборудования (установка подготовки газа, узел подключения, режимные краны, агрегаты воздушного охлаждения газа, система пожаротушения и т.д.). Для более эффективного управления процессом транспорта природного газа целесообразно комплексно автоматизировать технологические объекты, поэтому производят не только системы автоматического управления (САУ) ГПА, но и компрессорных цехов (САУ КЦ).  Для выдачи газа в сеть потребителя сооружают газораспределительные станции (ГРС), обычно расположенные вблизи от потребителя (город, населенный пункт, промышленные предприятия), т. е. в конце газопровода или отвода от него. Основным назначением ГРС является редуцирование высокого давления газа магистрального газопровода до давления, необходимого потребителю в каждом отдельном случае. Кроме 16 этого, на ГРС производят очистку газа от механических примесей и влаги, учет передаваемого потребителю газа, регулирование давления газа в заданных пределах. При необходимости, предусматривают одоризационные установки необходимой мощности.  Газоизмерительные станции (ГИС) предназначены для учета природного газа, добываемого на месторождении перед подачей его в нитку газопровода. ГИС также сооружаются вблизи границ при транспортировке газа на экспорт. Эти объекты обеспечивают коммерческий учет газа.  Подземные хранилища газа (ПХГ) предназначены для обеспечения бесперебойного газоснабжения потребителей при возможных резких колебаниях в потреблении газа (лето, зима). Подземное хранилище газа – сложный технологический объект, включающий в себя пласт-коллектор, скважины, шлейфы, компрессорную станцию, цех подготовки и осушки газа, а также другие объекты промыслового и вспомогательного назначения.  В местах отводов от основной магистрали, перемычек, водных преград на газопроводе устанавливают запорную арматуру (крановые площадки), которая также является объектом автоматизации и диспетчерского управления. Выводы Для технологических процессов добычи нефти и газа характерна значительная рассредоточенность объектов по площадям (добывающие скважины, нагнетательные скважины, групповые замерные установки, кустовые насосные станции и т. д.). Известно, что наиболее крупные российские месторождения нефти и газа находятся в Западной Сибири и на Крайнем Севере (холодно). Но не всегда имеется возможность разместить контроллеры в отапливаемых помещениях. С другой стороны, рассредоточенность объектов по большим площадям накладывает свои требования к каналам связи. Специфичны и требования к контроллерам с точки зрения количества поддерживаемых вводов/выводов (аналоговых, дискретных). Управление технологическими процессами добычи нефти и газа сводится к управлению оборудованием - электроцентробежными или штанговыми насосами, групповыми замерными установками, кранами. Управление реализуется командами открыть, закрыть, включить, выключить (дискретное управление). Практически отсутствует непрерывное управление технологическими параметрами с обратной связью. 17 Широко развиты функции контроля, сигнализации аварийных ситуаций, блокировок. С другой стороны, многие технологические процессы сосредоточены на сравнительно небольших площадях. Это установки подготовки нефти, установки комплексной подготовки газа, дожимные насосные станции и т. п. Контроллеры, как правило, устанавливаются в отапливаемых помещениях и с точки зрения условий эксплуатации к ним предъявляются менее жесткие требования. Взаимодействие контроллеров между собой и с верхним уровнем реализуется посредством специализированных сетей. Объемы автоматизации существенны, а отсюда вытекают свои требования к «интеллекту» контроллеров и количеству поддерживаемых вводов/выводов. Объектами управления в технологических процессах транспорта нефти и газа являются насосные и компрессорные агрегаты, цеховые и станционные краны, вспомогательное оборудование, а также линейные участки нефтегазопроводов, газораспределительные станции и т. п. Для линейных участков характерны контроль параметров, сигнализация отклонений и дискретное управление кранами. К тому же эти объекты удалены от пунктов управления на значительные расстояния. В то же время насосные и компрессорные станции - «компактные» объекты, при автоматизации которых наряду с контролем, сигнализацией и дискретным управлением реализуются функции непрерывного управления (регулирования). По-другому строится управление процессами переработки нефти и газа. Наряду с задачами контроля и сигнализации отклонений здесь широко развиты функции стабилизации технологических параметров в режиме с обратной связью (непрерывное управление). Схемы автоматизации установок переработки нефти и газа включают десятки, а то и сотни контуров регулирования. Управление такими процессами требует применения более сложных алгоритмов (каскадные системы, системы с компенсацией возмущений, системы со взаимозависимыми параметрами, адаптивные системы, системы оптимального управления). Остаются функции контроля, сигнализации, блокировок. Таким образом, каждый объект нефтегазовой отрасли обладает своими особенностями с точки зрения его автоматизации. Исходя из этих особенностей, выдвигаются и соответствующие требования к архитектуре, а также аппаратным и программным средствам АСУТП. Для автоматизации непрерывных технологических процессов переработки нефти и газа, а также нефтехимических процессов наиболее 18 адаптированы DCS-системы. Характерная черта управляющих процессоров (контроллеров) DCS-систем - способность поддерживать большое количество контуров ПИД-регулирования (DCS-системы будут подробно рассмотрены на лекции №5). Для рассредоточенных объектов, таких, как нефтяные и газовые промыслы, а также для объектов транспорта нефти и газа применяют системы, построенные на базе PLC и программного обеспечения SCADA. Задачей таких систем является обеспечение автоматического дистанционного наблюдения и дискретного управления функциями большого количества распределенных устройств (часто находящихся на большом расстоянии друг от друга и от диспетчерского пункта). Количество возможных устройств, работающих под управлением систем диспетчерского контроля и управления, велико и может достигать нескольких сотен. Для этих систем наиболее характерной задачей является сбор и передача данных, которая реализуется дистанционно расположенными (удаленными) терминальными устройствами (RTU). 19 2. Программно-аппаратные средства автоматизации 2.1. Обобщенная архитектура системы управления объектами добычи, подготовки и транспорта нефти и газа (SCADA) На рис.4 представлена архитектура многоуровневой системы управления, обобщающая многочисленные применения таких систем для управления технологическими процессами нефтяной и газовой промышленности. Рис.4. Обобщенная структурная схема системы управления. Как правило, это двухуровневые системы, и именно на этих уровнях реализуется непосредственное управление технологическими процессами. Специфика каждой конкретной системы управления определяется используемой на каждом уровне программно - аппаратной платформой.  Нижний уровень - уровень объекта (контроллерный) - включает различные датчики (измерительные преобразователи) для сбора информации о ходе технологического процесса, электроприводы и исполнительные устройства для реализации регулирующих и управляющих воздействий. Датчики поставляют информацию локальным контроллерам (PLC), которые могут обеспечить реализацию следующих функций: - сбор, первичная обработка и хранение информации о состоянии оборудования и параметрах технологического процесса; - автоматическое логическое управление и регулирование; 20 - исполнение команд с пункта управления; - самодиагностика работы программного обеспечения и состояния самого контроллера; - обмен информацией с пунктами управления. Так как информация в контроллерах предварительно обрабатывается и частично используется на месте, существенно снижаются требования к пропускной способности каналов связи.  Информация с локальных контроллеров может направляться в сеть диспетчерского пункта непосредственно, а также через контроллеры верхнего уровня (см. рис.4). В зависимости от поставленной задачи контроллеры верхнего уровня (концентраторы, коммуникационные контроллеры) реализуют различные функции. Некоторые из них перечислены ниже: - сбор данных с локальных контроллеров; - обработка данных, включая масштабирование; - поддержание единого времени в системе; - синхронизация работы подсистем; - организация архивов по выбранным параметрам; - обмен информацией между локальными контроллерами и верхним уровнем; - работа в автономном режиме при нарушениях связи с верхним уровнем; - резервирование каналов передачи данных и др.  Верхний уровень - диспетчерский пункт (ДП) - включает одну или несколько станций управления, представляющих собой автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера/оператора. Здесь же может быть размещен сервер базы данных. На верхнем уровне могут быть организованы рабочие места (компьютеры) для специалистов, в том числе и для инженера по автоматизации (инжиниринговые станции). Часто в качестве рабочих станций используются ПЭВМ типа IBM PC различных конфигураций. Станции управления предназначены для отображения хода технологического процесса и оперативного управления. Эти задачи и призвано решать программное обеспечение SCADA, ориентированное на разработку и поддержание интерфейса между диспетчером/оператором и системой управления, а также на обеспечение взаимодействия с внешним миром. 21  Все аппаратные средства системы управления объединены между собой каналами связи. На нижнем уровне контроллеры взаимодействуют с датчиками и исполнительными устройствами посредством физических линий, а с блоками удаленного и распределенного ввода/вывода - с помощью специализированных сетей. Связь удаленных контроллеров с контроллерами верхнего уровня (концентраторами) часто реализуется по радио и телефонным каналам. В случае небольших расстояний локальные контроллеры объединяются между собой и с верхним уровнем управляющими сетями на базе витой пары, оптоволокна. Связь различных АРМ оперативного персонала и специалистов между собой, с контроллерами верхнего уровня, а также с вышестоящим уровнем осуществляется посредством информационных сетей (витая пара, оптоволокно). Спектр реализаций RTU в таких системах управления достаточно широк. Конкретная реализация RTU зависит от области применения. Это могут быть промышленные компьютеры (PC-совместимые контроллеры) или программируемые логические контроллеры (PLC/ПЛК). На российском рынке представлена широкая гамма контроллеров самых различных конфигураций и назначений. Что касается программного продукта типа SCADA, то сейчас на российском рынке присутствует несколько десятков открытых SCADAпакетов, обладающих практически одинаковыми функциональными возможностями. Тем не менее, каждый SCADA-пакет является по-своему уникальным, и его выбор для конкретной системы автоматизации попрежнему остается актуальным. Выбор коммуникационного программного обеспечения (протоколов обмена информацией) для конкретной системы управления определяется многими факторами, в том числе и типом применяемых контроллеров, и выбранным SCADA-пакетом. Программно-аппаратные средства автоматизации процессов переработки нефти и газа Для управления непрерывными технологическими процессами (заводскими) существуют специализированные программно-аппаратные 2.2. 22 средства, которые получили название Distributed Control Systems – DCS (распределенные системы управления - РСУ). Если контроллеры в свое время пришли в автоматизацию для обработки дискретных сигналов, то DCS-системы изначально предназначались для работы с аналоговыми сигналами. Именно аналоговые сигналы датчиков температуры, давления, уровня, расхода определяют состояние технологических процессов переработки нефти и газа. Одна из основных задач управления такими процессами – стабилизация большого количества технологических параметров, которые часто являются взаимозависимыми. Но это не означает, что современные DCS-системы не адаптированы для работы с дискретными сигналами. Любая DCS-система – это система, включающая в себя все компоненты системы управления: контроллеры (управляющие процессоры), сети и интерфейсы связи, программное обеспечение станций операторов, инжиниринговых станций. Все эти программно-аппаратные средства называются системой, более того, интегрированной системой, так как взаимодействие всех компонентов такой системы (и программных, и аппаратных) обеспечено фирмой - производителем. Понятно, что в этом случае можно говорить о высокой степени готовности этих средств и высокой надежности, так как это взаимодействие “оттачивается” многими годами в “лабораторных” условиях специалистами самой фирмы. Этого не скажешь о SCADA-системах, когда созданием системы управления занимаются фирмы - системные интеграторы. Приходится “стыковать” программно-аппаратные средства разных производителей в рамках реального времени, отпущенного на разработку проекта. Для приобретения опыта (который, как известно, приходит не сразу) требуется время. В рамках этой лекции трудно описать все тонкости и нюансы выбора того или иного подхода к созданию системы управления. Этот выбор определяется очень многими факторами и в каких-то случаях очевиден и однозначен. В других случаях возможны варианты выбора и того, и другого подхода. При этом должны быть выдвинуты дополнительные критерии, способные склонить чашу весов в ту или иную сторону. Утверждать можно лишь следующее. Сегодня выбор DCS-системы обойдется потребителю дороже (в среднем) по сравнению с выбором PLC и SCADA. Но желание сэкономить, в свою очередь, может привести к отрицательному результату.