17.08.2009 13:00

Автор: заместитель директора по новой технике Охапкин А.А.

В данной статье представлена система автоматизированного учета энергоресурсов и контроля их параметров, обеспечивающая минимизацию потерь газа в хранилище, надёжную и эффективную работу станции по закачке газа в пласт, по поддержанию пластового давления и отбору газа из хранилища.


ВВЕДЕНИЕ

Современные средства учета и контроля параметров различных видов энергоресурсов, разрабатываемые и производимые ООО-НПП «Укргазгеоавтоматика», программно-технические средства, обеспечивающие обработку больших объемов информации в реальном масштабе времени, а также пятнадцатилетний опыт ООО-НПП «Укргазгеоавтоматика» в области автоматизации в нефтегазовой промышленности позволяют создавать автоматизированные системы, которые постепенно вытесняют морально и технически устаревшие системы предыдущих поколений.

Объектом автоматизации, рассматриваемым в данной статье, является станция подземного хранения газа (СПХГ), осуществляющая равномерную закачку газа в пласт в летний период, хранение и равномерный отбор газа из пласта в зимний период и обеспечивающая выполнение необходимых гидрогазодинамических исследований скважин.

Автоматизированного система контроля параметров и учета энергоресурсов на СПХГ (АСКУЭ СПХГ) преднзначена для решения следующих задач:

  • улучшения экономических показателей работы СПХГ за счёт оптимизации управления пластом, увеличения объёмов хранимого активного газа, снижения потерь газа при закачке, выкачке и хранении;
  • обеспечения коммерческого учета газа, поступающего на СПХГ в летний период и отдаваемого в зимний;
  • обеспечения учета потоков и потребления технической воды с целью повышения безопасности работы;
  • повышения эффективности и облегчения работы служб СПХГ путём предоставления полной информации о потоках и параметрах энергоресурсов на автоматизированные рабочие места (АРМ);
  • предоставления полной информации о потоках и параметрах энергоресурсов системам управления технологическими процессами на СПХГ и системе верхнего уровня за пределами СПХГ.


ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ

Покажем особенности построения АСКУЭ СПХГ на примере реально выполненного и внедрённого проекта, который может рассматриваться как типовое и расширяемое решение для большинства аналогичных объектов. В состав рассматриваемой СПХГ входят:

  • холодильный цех с тремя турбодетандерными агрегатами, шестью сепараторами и тремя теплообменниками, предназначенный для очистки газа, поступающего при отборе из пласта, методом глубокого охлаждения; (метанол для для оттаивания воды, сепаратор, вода, конденсат на станцию, учет тепла)
  • компрессорный цех с восьмью газомотокомпрессорами (ГМК), аппаратами воздушного охлаждения газа и воды, циркуляционной насосной и компрессорной сжатого воздуха, предназначенный для закачки газа в пласт; (воду, топливный газ, тепло)
  • цех подготовки сжатого воздуха, применяемого для пуска ГМК и питания сжатым воздухом технологического оборудования основных цехов; (сжатый воздух, тепло, вода охл.)
  • котельная, предназначенная для отопления производственных помещений; (2 котла, газ на 2 котла, теплосчетчик)
  • газосборный пункт с пятью первичными сепараторами, пятью диафрагменными измерительными участками на сборных коллекторах от эксплуатационных скважин и восьмью диафрагменными измерительными участками на исследовательских коллекторах;
  • аварийная дизельная электростанция;
  • 116 эксплуатационных газовых скважины с технологической обвязкой.


СТРУКТУРА АСКУЭ СПХГ

В состав АСКУЭ СПХГ входят:

  • 116 узлов учета и контроля параметров природного на эксплуатационных скважинах;
  • 8 узлов учета природного на участке исследовательских коллекторов;
  • 5 узлов учета природного на участке сборных коллекторов;
  • 10 узлов учета природного газа, потребляемого на собственные нужды СПХГ (топливный газ ГМК и природный газ, потребляемый котельной);
  • коммерческий узел учета природного газа, отдаваемого СПХГ и поступающего на СПХГ;
  • 8 узлов учета воды, используемой для охлаждения ГМК;
  • узлы учета пластовой воды и газового конденсата, отделенных в холодильном цеху;
  • узел учета сжатого воздуха, отдаваемого цехом его подготовки.
  • сервер АСКУЭ, предназначеный для:
    • сбора информации с узлов учета энергоресурсов, входящих в состав АСКУЭ;
    • хранения полученной информации в базе данных с реляционной системой управления базами данных;
    • предоставления архивной и текущей информации о расходах, объемах, параметрах энергоресурсов в АСУ технологическими процессами СПХГ, на АРМ служб СПХГ и систему верхнего уровня за пределами СПХГ.


АППАРАТНЫЕ СРЕДСТВА АСКУЭ СПХГ

Места установки средств учета и контроля параметра газа на эксплуатационных скважинах характеризуются короткой длиной прямых участков до и после расходомера, высоким давлением газа, не горизонтальностью измерительного участка трубопровода, возможностью появления в измеряемой среде посторонних примесей (жидких и твердых), необходимостью измерения расхода газа в прямом и обратном направлениях, отсутствием возможности внешнего электропитания расходомера. Все вышеперечисленные условия приводят к невозможности практического применения большинства производимых приборов измерения расхода, известных на сегодняшний день.

Для решения такой задачи в ООО-НПП «Укргазгеоавтоматика» разработаны и серийно производятся расходомеры-счетчики газа РГ-ОНТ (рис.1).


Рис.1 Расходомер-счетчик газа РГ-ОНТ в обвязке эксплуатационной скважины

Расходомер РГ-ОНТ предназначен для измерения приведенных к стандартным условиям расхода и объема газа, протекающего по одному трубопроводу, методом переменного перепада давления с применением в качестве преобразователя скорости потока газа в перепад давления осредняющей напорной трубки (ОНТ). Преобразователь расхода выполнен в виде врезной секции и содержит в себе собственно ОНТ, преобразователи давления, перепада давления и температуры среды. Конструкция преобразователя расхода обеспечивает измерение расхода среды при любом направлении потока. Применение специальных конструктивных мер обеспечило стойкость расходомера к наличию примесей в виде твердых включений и жидкости в измеряемом потоке газа, к возможной гидратации и обмерзанию скважин - после возвращения скважины в штатный режим работы, best casino online расходомер сохраняет работоспособность и метрологические характеристики. При штатном режиме работы скважины, когда содержание сухих и жидких примесей в потоке газе незначительно расходомер обеспечивает измерение с точностью достаточной для технологической оценки дебета скважин.

Конструкция расходомеров включает в себя врезную секцию с фланцевым подсоединением, ОНТ с вмонтированным термопреобразователем сопротивления, преобразователи давления и дифференциального давления, вычислитель. Вычислитель расходомера оборудован жидкокристаллическим символьным показывающим устройством и 4-х клавишной клавиатурой. В случае невозможности стационарного питания расходомера и прокладки к нему линий связи предусмотрено питание расходомера от встроенной литиевой батареи и передачи архивной информации вычислителя в СУБД с помощью переносного устройства передачи информации. Ресурс встроенной батареи не менее 2 лет.

В зависимости от условного прохода и номинального давления расходомеры РГ-ОНТ выпускаются в исполнениях DN 65, DN 80, DN 100, DN 125, DN 150 и PN 25, PN 63, PN 160.

Архивная информация расходомеров содержит данные о прошедших объемах газа в прямом и обратном направлениях потока, среднечасовых, среднесуточных и среднемесячных значениях расхода, давления и температуры газа за последние 2232 часа, 512 суток и 32 месяца, а также информацию о нештатных ситуациях на скважинах и вмешательствах оператора.

Диапазон измерения расходомера РГ-ОНТ зависит от физических свойств измеряемой среды, при проектировании и поверках оценивается с помощью отношений:

где QMAX - максимальный измеряемый расход газа, приведенный к стандартным условиям, нм3/ч; QMIN - минимальный измеряемый расход газа, приведенный к стандартным условиям, нм3/ч; p,T,pст,K - давление газа, кПа; температура газа, К; плотность газа при стандартных условиях, кг/м3; коэффициент сжимаемости газа при давлении p и температуре T; F - коэффициент для исполнений расходомера DN50, DN65, DN80, DN100, DN125, DN150 равный 878, 1793, 2967, 4942, 8070, 11932 соответственно.

Пределы допускаемой относительной погрешности расходомера РГ-ОНТ при измерении расхода и объема газа составляют: ± 1,0% при 0,1QMAX < Q <  QMAX ; ± 2,0% при QMIN < Q < 0,1QMAX.

За пределами диапазона QMIN – QMAX расходомеры продолжают измерения с ненормированной погрешностью.

Информация, поступающая от расходомеров РГ-ОНТ в АСКУЭ, передается в геологическую службу СПХГ и вышестоящую систему управления технологическим процессом и позволяет:

  • восстанавливать трехмерную картину состояния газо- и водосодержащих пластов хранилища;
  • прогнозировать состояние хранилища;
  • оптимизировать технологические параметры эксплуатации скважин с целью рационального управления пластом, увеличения объёмов хранимого активного газа, снижения потерь газа при закачке, выкачке и хранении.

Узлы учета природного газа на коллекторах, на входе/выходе СПХГ, газа на собственные нужды и узел учета сжатого воздуха выполнены на основе расходомерных участков со стандартной диафрагмой и с применением серийно выпускаемых ООО-НПП «Укргазгеоавтоматика» вычислителей объема газа GFC (рис.2, 3). Вычислители GFC предназначены для преобразования входных сигналов от первичных преобразователей и вычисления расхода и количества измеряемой среды, протекающей по одному или нескольким трубопроводам. Вычислители выпускаются в исполнениях 101, 102, 104, 122, 124, 201, 301, 302, 304. Вычислители исполнений 101, 201, 301 состоят из блока обработки информации (БОИ) и блока сбора информации (БСИ). Вычислители исполнений 102, 104, 122, 124, 302, 304 имеют моноблочное исполнение.

Вычислители GFC могут применяться в составе комплексов коммерческого учета природного газа, технических газов и их смесей и перегретого водяного пара на объектах газотранспортной системы, промышленных объектах и объектах коммунально-бытового назначения, в том числе в составе автоматизированных систем управления.


Рис. 2 Вычислитель GFC-101 с источником бесперебойного питания и GSM- модемом для дистанционного опроса в составе коммерческого узла учета газа на входе/выходе СПХГ

Вычислитель
GFC-101
GFC-201
GFC-301
GFC-104
Количество обслуживаемых трубопроводов 1 1 1 2 или 4
Измеряемая среда природный газ по ГОСТ 5542 технические газы и их смеси  перегретый водяной пар природный газ по ГОСТ 5542, технические газы и их смеси или перегретый водяной пар
Единицы измерения расхода и количества м3/ч при с.у., м3 при с.у. м3/ч при с.у., м3 при с.у. или т/ч, т т/ч, т ГКал/ч, Гкал в зависимости от измеряемой среды
Метод измерения расхода метод переменного перепада давления метод переменного перепада давления метод переменного перепада давления метод переменного перепада давления, вихревой преобразователь расхода, механический или ультразвуковой счетчик газа
Количество входов вычислителя для преобразователей: 
диф. давления, давления, плотности с токовым выходом;  4 4 4 4 или 8
температуры;  2 2 2 2 или 4
вихревых преобразователей расхода, ультразвуковых и механических счетчиков газа с частотными (импульсными) выходами  - - - 2 или 4

Рис. 3 Замерной участок Ду500 коммерческого узла учета газа на входе/выходе СПХГ


Узлы учета воды и газового конденсата построены с помощью ультразвуковых расходомеров-счетчиков UFC-102 производства ООО-НПП «Укргазгеоавтоматика”. Счетчик UFC-102 предназначен для измерения скорости потока, а также вычисления объемного расхода и объема жидкостей, не содержащих взвешенных твердых или газообразных включений, и протекающих в напорных (полностью заполненных) трубопроводах в прямом и обратном направлении. Каждый канал счетчика UFC-102 является полностью автономным и может использоваться для проведения измерений в отдельном трубопроводе. Результаты измерений по каждому каналу архивируются в энергонезависимой памяти. В счетчике может быть сконфигурирован дополнительный (комбинационный) канал для совместной обработки результатов измерений, полученных по двум каналам. Счетчик может применяться для контроля технологических процессов в металлургической, химической и других отраслях промышленности; в системах водоснабжения и водоотведения; при учете, в том числе коммерческом, расхода воды, кислот, щелочей и других жидкостей.

Счетчик состоит (рис.4) из блока электронного (БЭ) и двух пар датчиков - преобразователей электроакустических (ПЭА). ПЭА могут быть либо накладными (монтируются на поверхности трубопровода), либо врезными.



Рис. 4 Расходомер-счетчик UFC-102 с накладными датчиками

Настройка счетчиков выполняется либо в автономном режиме (оператор управляет счетчиком через встроенную клавиатуру), либо под управлением ЭВМ. Результаты измерений отображаются на показывающем устройстве, регистрируются в памяти счетчика в виде архива и могут быть преданы в АСУ по интерфейсу RS232/RS485.

Для подключения к внешним регистрирующим устройствам, счетчик по требованию Заказчика может быть оборудован частотно-импульсным или токовым выходами. По выбору пользователя, на упомянутые выходы могут быть выведены: мгновенный расход по первому каналу, мгновенный расход по второму каналу или средневзвешенный (по двум каналам) мгновенный расход.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Представленная в статье АСКУЭ СПХГ прошла испытания на Глебовского СПХГ ГАО «Черноморнефтегаз» (Украина). Измерительная и архивная информация АСКУЭ передается в системы управления ТП Глебовского СПХГ, производителем и проектировщиком которых также является ООО-НПП «Укргазгеоавтоматика».

Наличие полной технологической информации, собираемой АСКУЭ и используемой как исходная информация в системах управления ТП на СПХГ, обеспечивает улучшение экономических показателей работы СПХГ за счёт оптимизации управления пластами, увеличения объёмов хранимого активного газа и уменьшения потерь газа, а проектирование и производство средств сбора первичной информации и систем автоматического управления ТП специалистами одного предприятия обеспечивает в результате высокий уровень надежности распределенных управляющих комплексов, высокий уровень сервисного обслуживания и более низкую стоимость эксплуатации.