image
energas.ru

Газовая промышленность № 9 2017

Автоматизация

01.09.2017 11:00 РАЗВИТИЕ ВЫСОКОАВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ, ОРИЕНТИРОВАННЫХ НА ЭКСПЛУАТАЦИЮ МЕСТОРОЖДЕНИЙ БЕЗ ПОСТОЯННОГО ПРИСУТСТВИЯ ПЕРСОНАЛА
Снижение капитальных и эксплуатационных затрат с одновременным повышением эффективности основных производственных активов является стратегической целью ПАО «Газпром». Для достижения этой цели необходимы современные высокотехнологичные решения, такие как автоматизированные системы управления (АСУ), основанные на принципах малолюдных технологий. В статье рассматриваются основные этапы развития и ключевые показатели систем управления, позволяющие надежно и безопасно эксплуатировать автоматизированные технологические комплексы добычи без постоянного присутствия персонала.
Ключевые слова: МАЛОЛЮДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ, ВЫСОКОАВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ, ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ, АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ КОМПЛЕКСЫ, РЕЖИМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ, ПРОГРАММНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА.
Открыть PDF


Основной целью внедрения на месторождениях технологий автоматизации, не требующих постоянного присутствия персонала, является обеспечение в автоматическом режиме бесперебойной добычи и подготовки углеводородного сырья в соответствии с плановым заданием при одновременном снижении капитальных и эксплуатационных затрат.

Актуальность данной задачи возросла в 2000-е гг., когда ПАО «Газпром» приступило к разведке и обустройству новых месторождений, расположенных в районах Арктического Севера, п-ова Ямал и Восточной Сибири, которые характеризуются сложными климатическими, геологическими и географическими условиями, т. е. в местах, где слабо развита или полностью отсутствует инфраструктура, имеется дефицит квалифицированного персонала. Данные факторы диктуют необходимость разработки и создания автоматизированных технологических комплексов, основанных на принципах малолюдных технологий и обеспечивающих работу добычного комплекса в автоматическом режиме в установившемся, переходном и аварийном режимах эксплуатации, в том числе с учетом процесса поэтапного освоения и обустройства месторождений.

Задача и основные требования к созданию автоматизированного технологического комплекса (АТК) добычи и подготовки газа на принципах малолюдных технологий были сформулированы в 2008 г. по итогам серии совещаний ПАО «Газпром» под руководством начальника Департамента В.Г. Подюка. В качестве пилотного проекта для создания АТК, построенного на принципах малолюдных технологий, был определен проект «Обустройство сеноманской газовой залежи Муравленковского газонефтяного месторождения», который был успешно реализован и удостоен премии ПАО «Газпром» в области науки и техники.

1_1_5.png

За последние 15 лет в ПАО «Газпром» были выполнены работы по созданию и реконструкции, а также проведен капитальный ремонт более 360 автоматизированных систем управления на 52 установках комплексной подготовки газа (УКПГ) и установках предварительной подготовки газа (УППГ) таких месторождений, как Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), Бованенковское НГКМ, Киринское НГКМ, Уренгойское НГКМ, Ен-Яхинское НГКМ, Вынгаяхинское газовое месторождение (ГМ), Еты-Пуровское ГМ, Муравленковское газонефтяное месторождение, Медвежье НГКМ, Западно-Таркосалинское ГМ, Юбилейное газоконденсатное месторождение и др. Динамика развития систем управления с указанием основных критериев представлена на рис. 1.

На сегодняшний день разработаны и испытаны организационно-технические решения по автоматизации месторождений и решены следующие ключевые задачи:

1) накоплен опыт создания АСУ с повышенными эксплуатационными характеристиками;

2) сформированы компетенции для выполнения работ на всех этапах жизненного цикла систем автоматизации – от разработки концепции и проектно-изыскательских работ до ввода в эксплуатацию и последующего технического сопровождения АСУ;

3) формализованы подходы и требования к созданию систем автоматизации – разработан и введен СТО Газпром 2-2.1-1043–2016 «Автоматизированный газовый промысел. Технические требования к технологическому оборудованию и объемам автоматизации при проектировании и обустройстве месторождений на принципах малолюдных технологий»;

4) в результате проведенного отбора большого количества образцов оборудования и программного обеспечения российского производства, а также по итогам проведенных под руководством ПАО «Газпром» испытаний осуществлен переход на отечественные программно-технические средства.

1_1.png

Основными отличительными признаками автоматизированной системы управления (АСУ) в составе автоматизированного технологического комплекса, построенного на принципах малолюдных технологий, являются:

  • техническое единство (однородность) программно-технических средств, на которых реализованы АСУ, что создает единое информационное пространство и обеспечивает совместимость всех компонентов и надежность их функционирования как единого аппаратно-программного комплекса;

  • степень развитости (совершенства) алгоритмов управления, под которой понимается полнота охвата функций и режимов работы технологического оборудования, находящихся под комплексным управлением АСУ;

  • информативность (полнота и достоверность), наглядность и своевременность предоставления оператору данных, а также наличие у него инструментов для быстрого ввода в исполнение требуемых команд, определяющих способы взаимодействия человека и АСУ;

  • возможность полного централизованного контроля и управления территориально распределенными объектами.

Техническое единство (однородность) программно-технических средств (ПТС) является важнейшим фактором при формировании рациональной структуры распределенной АСУ месторождением, позволяющим обеспечивать повышение как эксплуатационных, так и стоимостных характеристик. При этом стоит отметить, что с принятием принципа однородности программно-технических средств в качестве базового уходит в прошлое понятие «интеграция систем», поскольку система автоматизации производственно-технологического комплекса изначально является однородной АСУ, включающей функции контроля и управления различными процессами и установками в едином информационно-управляющем пространстве. Пример перехода от разнородных систем управления к полностью единым приведен в таблице.

Опыт работ по внедрению однородных систем управления свидетельствует об улучшении показателей надежности функционирования АСУ, снижении затрат на разработку и ввод в эксплуатацию АСУ, а также эксплуатационных затрат на обучение персонала, приобретение ЗИП.

1_1_1.png

Комплексные алгоритмы управления являются ключевым элементом при создании АТК на принципах малолюдных технологий и обеспечивают в автоматическом режиме, без постоянного присутствия персонала, управление технологическими процессами добычи от скважин до входа в магистральный газопровод в установившемся, переходном и аварийном режимах эксплуатации.

Опыт эксплуатации УКПГ под управлением комплексных алгоритмов показывает, что не только минимизируется человеческий фактор при протекании технологического процесса, но и улучшаются качественные показатели эффективности процесса, а именно:

  • качество регулирования возрастает более чем в 5 раз по сравнению с применением традиционных ПИД-регуляторов;

  • повышаются быстродействие систем регулирования и устойчивость систем даже при сильных возмущающих воздействиях;

  • сокращается количество перестановок исполнительных механизмов и, как следствие, увеличивается эксплуатационный ресурс данных механизмов без технического обслуживания, в том числе за счет высокого качества регулирования;

  • предоставляется возможность полного останова всех скважин месторождения и ввод их в эксплуатацию по заданным алгоритмам без присутствия персонала.

В современных АСУ также получил развитие подход, предусматривающий применение комплексного интерфейса оператора и позволивший полностью объединить информацию от всех подсистем, предоставив одному оператору возможность контролировать все процессы. По существу, комплексный интерфейс позволяет оператору на одном экране отслеживать ключевые параметры всех взаимосвязанных подсистем и процессов промысла, включая системы безопасности.

В числе реализованных проектов наиболее технологически развитым на сегодняшний день является крупнейшее по масштабу технической инфраструктуры и объемам добычи Бованенковское НГКМ (270 скважин, 22 куста, четыре дожимно-компрессорные станции (ДКС) и две УКПГ с перспективой дообустройства). Стоит обратить внимание, что все без исключения объекты месторождения от скважины до отгрузки в магистральный газопровод управляются с единого пульта управления. Это стало возможным благодаря применению комплексного интерфейса оператора в сочетании с комплексными алгоритмами управления.

1_1_2.png

До недавнего времени более 90 % внедренных АСУ на объектах добычи газа ПАО «Газпром» были реализованы с использованием импортных ПТС, в ходе использования которых и были отработаны основные решения, получен уникальный опыт комплексного управления месторождением.

В условиях внешних ограничений и санкций, введенных рядом стран в отношении Российской Федерации, в 2014 г. была поставлена новая задача по реализации программы применения отечественных программно-технических средств в АСУ.

Для перехода на отечественные ПТС потребовалось решить ряд задач, в числе которых:

  1. обеспечение соответствия отечественных ПТС требованиям нормативно-технической документации ПАО «Газпром»;

  2. сохранение отработанных технических и функциональных решений;

  3. сохранение стоимостных показателей реализации проектов согласно утвержденной проектной стоимости;

  4. снижение зависимости от поставок импортных комплектующих как при изготовлении, так и при последующей эксплуатации АСУ;

  5. прохождение испытаний в соответствии с действующим Регламентом проведения испытаний опытных образцов систем автоматизации на объектах ПАО «Газпром».

За короткий период времени (2 года) ПАО «Газпром автоматизация» под руководством профильного Департамента ПАО «Газпром» провело системную работу по конъюнктурному анализу, отбору и испытаниям ПТС отечественного производства.

В результате проделанной работы определены базовые ПТС отечественного производства, которые на сегодняшний день применяются во всех текущих проектах капитального строительства и реконструкции объектов добычи газа, включая проект «Обустройство Чаяндинского НГКМ».

Чаяндинское НГКМ – уникальное месторождение, строительство и последующая эксплуатация которого будут осуществляться в сложнейших климатических, геологических и географических условиях в районах с отсутствующей инфраструктурой и невысокой плотностью населения.

Проектом обустройства месторождения предусмотрено строительство территориально распределенных технологических объектов, таких как 99 кустов газовых скважин, две УППГ, УКПГ, ЦДКС, установка мембранного выделения гелиевого концентрата (УМВГК), которые должны работать как единое целое.

С учетом уникальной сложности месторождения предъявляются высокие требования к техническим решениям, к системам управления, для выполнения которых созданы следующие условия:

  • полностью реализован принцип однородности (применены единые ПТС);

  • разработана и создается рациональная структура распределенной системы управления (применена виртуализация серверного пространства и автоматических рабочих мест (АРМ) оператора);

  • применены усовершенствованные комплексные алгоритмы управления и адаптивные системы регулирования, позволяющие в автоматическом режиме управления обеспечивать ведение технологического процесса с минимальным участием персонала;

  • применен усовершенствованный операторский интерфейс;

  • применены решения по организации единого пульта управления.

Таким образом, впервые в отрасли создается уникальный автоматизированный технологический комплекс Чаяндинского НГКМ под управлением интегрированной АСУ, функционирующей на базе единых ПТС и сочетающей в себе максимально возможную комбинацию факторов малолюдных технологий.

Дальнейшая работа по развитию АСУ, на наш взгляд, должна быть продолжена по следующим направлениям:

  • глобальное применение многосвязных и локальных контуров регулирования с функциями адаптивной самонастройки при любых возможных возмущениях;

  • управление месторождением должно переместиться в оперативно-аналитические центры с подключением виртуальных групп экспертов.

Предлагаемые направления развития позволят обеспечить минимизацию человеческого фактора на всех уровнях управления и повысить надежность АТК добычи углеводородного сырья при одновременном снижении капитальных и эксплуатационных затрат.

 

Типы ПТС, применяемых на ключевых объектах ПАО «Газпром»

Заполярное НГКМ, 2003 г.

Бованенковское НКГМ, 2013 г.

Чаяндинское НГКМ в стадии создания

GE IP, Foxboro, Siemens, ControlWave, Octagon

GE IP, Allen Bradley

Единые отечественные ПТС

 



← Назад к списку