Требования к автоматизации эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин (Р Газпром 2-2.1-579-2011)

 

  Главная       Учебники - Газпром      Р Газпром 2-2.1-579-2011

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  5  ..

 

 

 

  1. Требования к автоматизации эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин (Р Газпром 2-2.1-579-2011)

     

    1. В число измеряемых параметров по скважинам и кустам должны быть включены: устьевое давление, температура, расход газа, обнаружение в продукции скважины механических примесей. На рисунке А.1 (приложение А) представлен типовой вариант обвязки ФА скважин в соответствии с требованиями ГОСТ 34.201, ГОСТ 34.601 и ГОСТ 34.602.

    2. При проектировании и обустройстве АСУ ТП ГП на скважинах должны быть предусмотрены:

    • управление ФА скважин и ЗРУ с обратной связью;

    • организация эффективного контроля эксплуатационных параметров с применением самых современных видов сбора, хранения, первичной обработки информации, передачи данных и их корректировки в процессе работы скважин;

    • управление режимами эксплуатации отдельных скважин, скважин в кусте и группами кустов, УКПГ;

    • организация безгидратного режима эксплуатации оборудования с эффективной расчетно-минимизированной подачей ингибитора гидратообразования на забой скважин;

    • организация надежной системы энергообеспечения всех узлов и механизмов;

    • обеспечение возможности автоматизированной продувки скважин с автоматическим поджиганием газа, направляемого на факельную линию;

    • создание условий надежной сигнализации, защиты механизмов и необходимой блокировки наиболее важных процессов.

        1. При обустройстве скважин применяются принципы построения телеметрической системы, основанной на использовании средств измерений, регулирующих и защитных устройств (включая подземное оборудование, например: клапаны-отсекатели, клапаны циркуляционные и др.), средств коммуникации, связи и автономного энергообеспечения.

        2. Организационно-технические уровни контроля и управления средствами и системами автоматизации скважин и кустов при добыче газа и газового конденсата в соответствии с РД 50-34.698-90 [9], РД 50-682-89 [10], РД 153-39.0-047-00 [11] должны предусматривать соз-

          дание алгоритмов и баз данных технологических режимов работы устьевого оборудования, получение периодически обновляемой информации, в том числе для постоянно-действующей геолого-технологической модели разработки ГП.

        3. На ФА эксплуатационной скважины применяются задвижки с электроили пневмоприводом: надкоренная, на затрубном пространстве, на факельной линии, а также задвижка перед подачей газа в сборный коллектор. При этом предусматривается способ закрытия задвижек – автоматизированный с пульта, дистанционный или ручной. Другие типы скважин (контрольные, наблюдательные, геофизические и т.д.) оснащаются неэлектрифицированной ФА. Узлы контроля эксплуатационных параметров должны отображать рабочие параметры визуально при кратковременном включении соответствующего датчика, а также передавать информацию в систему телемеханики в установленном в проекте порядке. При проведении ГДИ должна быть обеспечена возможность считывания данных в режиме реального времени с задаваемым интервалом.

        4. Устройство, регулирующее дебит скважины, располагается на каждом индивидуальном шлейфе и сборном коллекторе каждого куста эксплуатационных скважин.

        5. Расходомеры газа монтируются перед регулятором дебита со стороны устья скважины и со стороны куста скважин перед подачей газа в коллектор.

        6. Система подачи ингибитора гидратообразования должна обеспечивать подачу реагента в трубное и затрубное пространство скважины, а также дополнительно в узлы измерения расхода газа и регулирования дебита. Регулирование подачи ингибитора производится дистанционно с пульта оператора в автоматическом режиме по алгоритму с изменением дебита скважины. Допускается регулирование подачи ингибитора вручную с пульта системы на устье скважины. Дополнительно контроль дозирования ингибитора обеспечивается по параметрам давления и температуры и другими параметрами на системе контроля и управления.

        7. Источниками обеспечения электроэнергией технологического оборудования для неэлектрифицированных скважин и кустов скважин (в системе СТМ КГС) являются штатные и резервные блоки питания кустового комплекта согласно проектному решению. Подзарядка блоков электропитания кустового комплекта может также производиться термоэлектрогенераторами, солнечными модулями, ветровыми электрогенераторами и другими источниками. Электроснабжение технологического оборудования для электрифицированных скважин и кустов скважин производится согласно проектным решениям.

        8. Автоматизированная продувка скважин осуществляется по индивидуальным линиям через кустовую факельную линию. Запрещается сброс газожидкостной смеси и всех других реагентов без их принудительного сжигания в кустовом технологическом амбаре бетон-

          ного типа. Поджигание газожидкостной смеси производится дистанционно с устьевого пульта – автоматически.

        9. Системы телемеханики САУ КГС производят контроль параметров работы скважины, а также поддерживают заданный режим работы скважины и куста скважин при колебаниях давления газа в сборном коллекторе.

        10. Средства автоматического контроля режимами работы скважин предназначены для получения информации и управления процессом в режиме реального времени, для построения динамических информационных моделей системы пласт – скважины – газосборная сеть – УКПГ – ДКС, ведения информационной базы данных для анализа, прогнозирования и оптимизации режимов разработки и эксплуатации ГП.

        11. Системы автоматического контроля, диагностики и управления режимами работы скважин обеспечивают условия для максимально возможного извлечения газа и газового конденсата из месторождений с минимально возможными технологическими потерями извлекаемых углеводородов, обеспечивают их разработку и обустройство в течение всего жизненного цикла, создают основу для выработки рациональных управляющих воздействий.

        12. Функциональным назначением АСУ ТП являются:

    • контроль технологических параметров режима работы скважин в процессе эксплуатации и при проведении газогидродинамических исследований скважин – в соответствии с положениями СТО Газпром 2-3.2-168, СТО Газпром 2-3.3-445, Р Газпром 086-2010 [7] и Руководства [8];

    • формирование информации о технологическом состоянии скважин куста и техническом состоянии составных элементов системы для АСУ ТП ГП более высокого уровня.

        1. Эксплуатационное назначение АСУ ТП:

    • сбор и предварительная обработка информации, необходимой для выработки наиболее рациональных вариантов управляющих воздействий;

    • поддержание плановых уровней добычи газа в пределах проектного периода эксплуатации из скважины, группы скважин куста, куста скважин, продуктивного горизонта и т.д.;

    • ограничение количества механических примесей, поступающих из скважин и/или куста скважин в соединительный трубопровод от куста до УКПГ;

    • предупреждение возникновения аварийных ситуаций в процессе эксплуатации скважин.

        1. Перечень измеряемых параметров работы скважин при их кустовом размещении представлен в таблице 4.

          Та б л и ц а 4 – Измеряемые (контролируемые) параметры работы скважин при индивидуальном и кустовом размещении


           

          Наименование технологического параметра

          Единицы измерения

          Технологические параметры работы скважин при эксплуатации и в процессе газогидродинамических исследований

          Давление на головке (буфере) скважины

          МПа

          Температура газа на головке (буфере) скважины

          С

          Давление перед сужающим устройством скважинного расходомера

          МПа

          Разность давлений на сужающем устройстве скважинного расходомера

          МПа

          Температура газа в сужающем устройстве скважинного расходомера

          С

          Наличие механических примесей

          Да/нет

          Длительность работы скважины в газосборный коллектор

          ч

          Температура газа, поступающего в соединительный трубопровод на входе

          С

          Рабочие параметры станций управления внутрискважинного и устьевого оборудования (приустьевой клапан-отсекатель, устройства, размещенные на лифтовой колонне и управляемые с поверхности, станции управления фонтанной арматурой)

          Давление на выходе факельного трубопровода

          МПа

          Температура на выходе факельного трубопровода

          С

          Давление перед сужающим устройством факельного расходомера

          МПа

          Разность давлений на сужающем устройстве факельного расходомера

          МПа

          Температура газа в сужающем устройстве факельного расходомера

          С

          Температура окружающего воздуха

          С


           

        2. САУ КГС должна включать:

    • программно-технические средства, обеспечивающие заданные режимы эксплуатации кустов скважин ГП в общем процессе добычи газа;

    • блоки измерения первичной информации;

    • первичные преобразователи рабочих параметров давления, перепада давления, температуры, акустических характеристик различных фаз продукции по группе скважин куста, контроль состояния запорно-регулирующей арматуры, трубопроводов системы сбора продукции от скважин до ввода продукции в коллектор;

    • блоки передачи информации;

    • хранение в базе данных первичной информации и ее отображение.

        1. При разработке САУ КГС необходимо обеспечить работу основного технологического оборудования в автоматизированном режиме, в том числе запуск и останов скважин по заданным алгоритмам, и предусмотреть:

    • работу системы в автоматическом и автоматизированном режиме с единого пульта управления АСУ ТП ГП;

    • резервный пункт контроля и управления САУ КГС;

    • автоматизированную подсистему предупреждения гидратообразования скважин;

    • дублированные каналы связи;

    • систему технологического видеонаблюдения площадки КГС, основных технологических объектов.

        1. САУ КГС в автоматическом режиме должна обеспечивать: а) регулирование и поддержание уставок дебита скважин;

          б) управление фонтанной арматурой;

          в) регулирование и поддержание уставок ЭХЗ по заданным алгоритмам (при проектировании СКЗ);

          г) автоматизированное измерение:

          1. расходов газа и жидкости по каждой скважине и кусту;

          2. давлений на устье, в затрубном пространстве и температуры по каждой скважине;

          3. давления и температуры в коллекторе;

            д) управление исполнительными механизмами, измерение расхода метанола (с применением массовых расходомеров);

            е) автоматическое поддержание заданных технологических параметров (давление, расход), учет добываемого продукта, воды, механических примесей.

        2. Обработка информации и вычисление расхода газа, подготовка информации к передаче, управление и диагностика оборудования осуществляются средствами и системами АСУ ТП ГП.

        3. Модули СТМ КГС обслуживаются в соответствии с ТУ на изделия. В качестве сужающих устройств не должны использоваться устройства, существенно ограничивающие рабочий дебит скважин. Применяемые электрические приборы и средства автоматизации должны соответствовать спецификации и утвержденным проектным решениям.

        4. Основные требования к перечню защит, блокировок и сигнализации эксплуатационных скважин и кустов скважин регламентируются РД 50-34.698-90 [9], РД 50-682-89 [10], РД 153-39.0-047-00 [11], РД 08-435-02 [12], ПБ 08-624-03 [13], Р Газпром 2-2.1-563-2011 [14] и представлены в таблице 5. Типовой минимальный перечень точек контроля, управления, защит, блокировок и сигнализации на эксплуатационных скважинах и кустах скважин приведен в приложении Е.

          Примечание – Перечень разрабатывается на основании многофакторного анализа конструкторской документации на оборудование, эксплуатационной документации (технологических регламентов, инструкций по эксплуатации) и требований нормативной документации Российской Федерации и ОАО «Газпром».

          Та б л и ц а 5 – Защиты, блокировки и сигнализация при эксплуатации скважин


           


           

          Причина срабатывания

          Действие

          по срабатыванию

          Вид действия оператора

          по месту

          дистанционно

          автоматически

          Сигнализация

          Наличие в газе капельной жидкости, механических примесей выше допустимого предела

          Световая и звуковая сигнализация на пункте управления. По решению оператора производится остановка скважины


           


           

          +


           


           

          Давление газа перед регулятором расхода выше допустимого

          Световая и звуковая сигнализация на пункте управления. По решению оператора производится остановка скважины


           

          +


           

          +


           


           

          Температура газа за регулятором ниже допустимой

          Световая и звуковая сигнализация на пункте управления. По решению оператора – изменение подачи ингибитора


           


           

          +


           

          Давление ингибитора перед клапаном регулятора расхода ниже давления на устье скважины

          Световая и звуковая сигнализация на пункте управления. По решению оператора производится остановка скважины


           


           

          +


           


           

          Давление газа на выходе шлейфа куста ниже допустимого

          Световая и звуковая сигнализация на пункте управления. По решению оператора производится остановка скважины


           


           

          +


           


           

          Температура газа на выходе шлейфа куста ниже допустимой

          Световая и звуковая сигнализация на пункте управления. По решению оператора производится проверка режима ингибирования


           


           

          +


           

          Блокировки

          Не закрыта запорная арматура на трубопроводах задавочной жидкости

          Запрет открытия крана на линии подачи газа от скважины и задвижки на трубопроводе подачи ингибитора


           


           


           

          +

          Не закрыта задвижка на перемычке между выкидным трубопроводом и трубопроводом подачи ингибитора

          Запрет открытия задвижки на трубопроводе подачи ингибитора


           


           


           

          +

          Давление газа на выходе шлейфа куста ниже допустимого

          Запрет открытия задвижки на трубопроводе подачи ингибитора

          +

          +

          Защиты

          Давление газа перед регулятором расхода аварийно высокое

          Остановка скважины

          +

          Давление газа на выходе шлейфа куста аварийно низкое

          Закрытие выходного крана шлейфа

          +

          Пожар в секторе скважины

          Остановка скважины

          +

      1. Требования к автоматизации газосборной сети


         

        1. Основные объемы автоматизации внутрипромысловых коллекторов газа и конденсата представлены в таблице 6.

          Та б л и ц а 6 – Основные объемы автоматизации внутрипромысловых коллекторов газа и конденсата


           


           

          Автоматизация параметров технологического оборудования

          Объемы автоматизации технологических параметров объектов по уровням САУ ТП

          Измерение параметров

          Давление газа в коллекторе до запорного органа на устье скважин, давление на входе пункта переключающей аппаратуры

          +

          Температура газа в коллекторе до запорного органа на устье скважин, температура на входе пункта переключающей аппаратуры

          +

          Сигнализация состояния оборудования

          Положение запорного органа в точках коллектирования

          +

          Управление запорным органом в точках коллектирования

          +


           

        2. Типовые требования к перечню точек контроля, управления защитой и блокировкой газосборных сетей представлены в таблицах 7–9 и в приложении Е.

          Та б л и ц а 7 – Перечень точек контроля при обустройстве газосборной сети


           

          Наименование точки контроля

          Способ предоставления информации

          по месту

          дистанционная передача

          Давление газа до секционирующего клапана

          +

          +

          Давление газа за секционирующим клапаном

          +

          +

          Температура газа за секционирующим клапаном

          +

          Давление ингибитора до секущей задвижки

          +

          +

          Давление ингибитора за секущей задвижкой

          +

          При наличии отсечного клапана на присоединении шлейфа куста газосборной сети – давление газа в шлейфе до отсечного клапана шлейфа


           


           

          +


           

          Та б л и ц а 8 – Сигнализация положения и состояния оборудования


           

          Наименование точки контроля

          Способ предоставления информации

          по месту

          дистанционная передача

          Положение и состояние запорной арматуры на линиях газа

          +

          +

          Положение и состояние запорной арматуры на трубопроводах подачи ингибитора

          +

          +

          Положение и состояние запорной арматуры на линиях сброса газа в свечу

          +

          +

          Та б л и ц а 9 – Автоматизированное управление технологическим оборудованием


           

          Наименование точки контроля

          Способ управления

          по месту

          дистанционная передача

          Управление секционирующей задвижкой

          на линии подачи метанола на кусты скважин

          +

          +

          Управление секционирующим клапаном на линии сбора газа с кустов скважин

          +

          +

          Управление клапаном сброса газа на свечу

          из шлейфа куста и участка ГСС до секционирующего клапана


           

          +


           

          +

          Управление клапаном сброса газа на свечу из шлейфа куста и участка ГСС за секционирующим клапаном


           

          +


           

          +

          Управление отсечным клапаном свечи

          +

          +

          При наличии отсечного клапана на присоединении шлейфа куста газосборной сети – управление отсечным клапаном шлейфа


           

          +


           

          +


           

        3. Рекомендуемые защиты и блокировки на площадке переключающей арматуры (входных шлейфов) и сигнализации газосборных сетей приведены в таблице 10.

          Примечание – Перечень разрабатывается на основании многофакторного анализа конструкторской документации на оборудование, эксплуатационной документации (технологических регламентов, инструкций по эксплуатации) и требований нормативной документации Российской Федерации и ОАО «Газпром».


           

          Та б л и ц а 10 – Защиты, блокировки и сигнализация газосборных сетей


           


           

          Причина срабатывания


           

          Действие по срабатыванию

          Вид действия оператора

          по месту

          дистанционно

          автоматически

          Сигнализация

          Давление газа до и после открытого секционирующего клапана ниже давлений у смежных секционирующих клапанов на недопустимую величину

          Световая и звуковая сигнализация на пункте управления. По решению оператора – отсечка аномального участка газосборной сети или шлейфа


           


           

          +


           

          Давление газа у ближайшего к точке подключения шлейфа к ГСС секционирующего клапана ниже допустимого предела


           

          Световая и звуковая сигнализация на пункте управления


           


           

          +


           

          Давление газа у ближайшего к точке подключения шлейфа к ГСС секционирующего клапана выше допустимого предела

          Световая и звуковая сигнализация на пункте управления. По решению оператора – отсечение шлейфа

          с закрытием скважин куста


           


           

          +


           

          Температура газа за открытым секционирующим клапаном ниже допустимого предела

          Световая и звуковая сигнализация на пункте управления. По решению оператора – изменение подачи ингибитора


           


           

          +


           

          Окончание табли цы 10


           


           

          Причина срабатывания


           

          Действие по срабатыванию

          Вид действия оператора

          по месту

          дистанционно

          автоматически

          Давление ингибитора до и после открытой секционирующей задвижки ниже давлений

          у смежных секционирующих задвижек на недопустимую величину

          Световая и звуковая сигнализация на пункте управления. По решению оператора – отсечение аномального участка подачи ингибитора


           


           

          +


           

          Давление ингибитора у ближайшей к точке подключения шлейфа

          к ГСС секционирующей задвижки выше допустимого предела

          Световая и звуковая сигнализация на пункте управления. По решению оператора – отсечение шлейфа с закрытием скважин куста


           


           

          +


           

          Блокировки, защиты

          Давление газа до и после открытого секционирующего клапана ниже давлений у смежных секционирующих клапанов на аварийную величину


           

          Отсечка аномального участка газосборной сети или шлейфа


           


           


           

          +

          Давление газа у ближайшего к точке подключения шлейфа к ГСС секционирующего клапана ниже допустимого предела


           

          Отсечка аварийного шлейфа с закрытием скважин куста


           


           


           

          +

          Давление газа у ближайшего к точке подключения шлейфа к ГСС секционирующего клапана выше допустимого предела


           

          Отсечка шлейфа с закрытием скважин куста


           


           


           

          +

          Давление ингибитора до и после открытой секционирующей задвижки ниже давлений у смежных секционирующих задвижек на недопустимую величину


           

          Отсечка аномального участка подачи ингибитора


           

          +


           

          +


           

          Давление ингибитора у ближайшей к точке подключения шлейфа к ГСС секционирующей задвижки выше допустимого предела

          Уменьшение количества включенных насосов подачи ингибитора

          в заданном порядке до снижения давления до нормального


           


           

          +


           

          +

          Давление ингибитора у ближайшей к точке подключения шлейфа

          к ГСС секционирующей задвижки выше допустимого предела


           

          Отсечка шлейфа с закрытием скважин куста


           

          +


           

          +


           


           

        4. Организационно-технические уровни контроля и управления средствами и системами автоматизации ГСС в соответствии с РД 50-34.698-90 [9], РД 50-682-89 [10], РД 153-39.0-047-00 [11] должны обеспечивать формирование баз данных и получение периодически обновляемой информации входных (выходных) параметров для постояннодействующей модели эксплуатации ГП, геолого-технологической и других моделей.

      2. Требования к автоматизации установок комплексной подготовки газа


         

        1. При выборе технологии подготовки газа на УКПГ предпочтительным является метод абсорбционной осушки газа (см. приложения Б, В, таблица 9). САУ должны включать в состав своего оборудования современные:

    • датчики (и преобразователи сигналов) технологических параметров, а также специализированные ПЛК, измерения;

    • программно-технические средства и алгоритмы, имеющие высокие характеристики надежности и развитые функциональные возможности;

    • исполнительные механизмы, обеспечивающие функции регулирования и защиты;

    • основной и резервный (локальный) пульты (или панели) управления;

    • средства локальной связи;

    • сервисные устройства.

        1. Основными общими целями при использовании средств и систем автоматизации должны являться:

    • обеспечение работы технологических установок и оборудования объектов добычи и подготовки газа с высоким уровнем надежности с учетом плановых и технологических ограничений и в точном соответствии с требованиями технологических регламентов;

    • выполнение устанавливаемых производственных заданий, снижение непроизводительных потерь материально-технических и топливно-энергетических ресурсов, сокращение эксплуатационных расходов;

    • обеспечение оптимального управления технологическими процессами в штатном режиме работы, контроль параметров и состояния оборудования и автоматическую противоаварийную защиту;

    • повышение пожарной и экологической безопасности производства и минимизации потерь в случаях возникновения нештатных ситуаций.

    1. При выборе технологии подготовки газа предпочтительными являются метод абсорбционной осушки газа (см. приложения В–Д, таблица 11), НТС и ТДА. Применение адсорбционного метода (см. приложение Б) для месторождений полуострова Ямал и Надым-ПурТазаовского региона экономически не рекомендуется. Принципиальные схемы, иллюстрирующие перечисленные выше способы подготовки газа, приведены в приложениях Б–Д. При применении указанных способов на УКПГ должны быть предусмотрены вспомогательные технологические системы регенерации реагентов, снабжение реагентами, дренажная система и т.д.).

      Та б л и ц а 11 – Характеристика основного технологического оборудования установки гликолевой осушки газа


       

      Наименование оборудования

      Основные контролируемые технологические параметры (определяются на стадии проектирования)

      Устройства для запуска поршней и пробкоуловители

      Р, МПа;

      ТрабС – диапазон; объем, м3


       

      Первичный сепаратор С-1

      Р, МПа;

      ТС;

      производительность; унос жидкости, мг/м3


       

      Трехфазный разделитель Р-1

      Р, МПа;

      ТС;

      производительность по УВ; производительность по гликолю; эффективность по УВ, мг/м3; эффективность по гликолю, мг/м3


       

      Рекуперативный теплообменник «газ-газ»

      Производительность, млн м3/сут; количество, шт;

      поверхность теплообмена, м2;

      коэффициент теплопередачи (номинальный);

      Рмежтрубн., Па (вх. поток);

      Тмежтрубн.С (вх./вых.);

      Ртрубн., МПа (поток после ДКС);

      Ттрубн.С (вх./вых.)


       

      Абсорбер осушки газа

      Р, МПа;

      ТС;

      перепад давлений, МПа; производительность, млн м3/сут


       

      Установка регенерации ДЭГ, ТЭГ

      Производительность, м3/ч; концентрация РДЭГ, мас. %; концентрация НДЭГ, мас. %;

      тепловая нагрузка на испаритель регенератора, МВт;

      ТрабС – диапазон;

      тепловая нагрузка на конденсатор

      Установка очистки ДЭГ, ТЭГ от солей

      Производительность, м3/ч; тепловая нагрузка; давление;

      и т.д.


       

      Установка регенерации метанола (при необходимости)

      Производительность, м3/ч;

      концентрация насыщенного метанола, мас. %; концентрация регенерированного метанола, мас. %; тепловая нагрузка на испаритель регенератора, МВт; тепловая нагрузка на конденсатор регенератора, МВт; ТвыхС

    2. Состав и характеристика оборудования, предъявляемые к ТДА, приведены в таблице 12.


       

      Та б л и ц а 12 – Характеристика основного технологического оборудования при подготовке и охлаждении газа


       

      Наименование оборудования

      Характер технологических операций (определяются на стадии проектирования)


       

      Испарители

      Циркуляция хладагента (пропана), т/ч; изотерма кипения хладагента, С; холодопроизводительность, МВт; суммарная поверхность, м2;

      расход газа (трубн), млн м3/сут;

      давление: трубн (газ) / межтрубн (пропан);

      Траб С – диапазон


       

      Компрессор

      Давление вход / выход, МПа;

      степень сжатия / количество ступеней сжатия; суммарная мощность компримирования, МВт; ТрабС – диапазон


       

      Конденсатор (АВО)

      Количество, шт.;

      суммарная тепловая нагрузка, МВт;

      ТрабС – диапазон


       

      Ресивер

      Объем/Ррасч, м3/МПа; ТрабС – диапазон; количество, шт.


       

      Отделитель жидкости (сепаратор)

      Суммарный расход газа (пропана), тыс. ст. м3/ч; давление, МПа;

      ТрабС – диапазон;

      количество, шт.


       

      Емкости склада пропана

      Объем/Ррасч, м3/МПа;

      ТрабС – диапазон


       

      Дренажные емкости

      Объем/Ррасч, м3/МПа;

      ТрабС – диапазон


       


       

    3. Принципиальные требования к основному технологическому оборудованию УКПГ (гликолевая осушка) должны соответствовать данным таблицы 9.

    4. Контролируемые параметры работы основного технологического оборудования установки НТС с ТДА приведены в таблице 13.

    5. Типовые требования к перечню точек контроля и управления по отдельным единицам оборудования, установкам и системам УКПГ представлены в приложении Е.

      Примечание – Перечень разрабатывается на основании многофакторного анализа конструкторской документации на оборудование, эксплуатационной документации (технологических регламентов, инструкций по эксплуатации) и требований нормативной документации Российской Федерации и ОАО «Газпром».

      Та б л и ц а 13 – Измеряемые (контролируемые) параметры работы основного технологического оборудования установки НТС с ТДА


       

      Наименование оборудования

      Основные контролируемые технологические параметры (определяются на стадии проектирования)

      Пробкоуловители на технологических линиях

      Р, МПа;

      ТрабС – диапазон; объем, м3


       

      Первичный сепаратор

      Р, МПа;

      ТС;

      производительность; унос жидкости, мг/м3

      Промежуточный сепаратор

      Р, МПа;

      ТС

      Низкотемпературный сепаратор

      Р, МПа;

      ТС


       

      Рекуперативный теплообменник

      Производительность, млн м3/сут; количество, шт.;

      поверхность теплообмена, м2;

      коэффициент теплопередачи (номинальный);

      Ртрубн, МПа;

      Ттрубн. вх/вых.С (вх./вых.);

      Рмежтрубн. вх/вых , МПа;

      с

      Тмежтрубн.С (вх./вых.)


       

      Рекуперативный теплообменник

      Производительность, млн м3/сут; количество, шт.;

      поверхность теплообмена, м2;

      Ртрубн. вх/вых, МПа;

      Ттрубн. вх/выхС (вх./вых.); Рмежтрубн. вх/вых,МПа; Тмежтрубн. вх/вых, С

      Трехфазный разделитель

      Р, МПа;

      ТС


       

      Турбодетандерный агрегат (турбокомпрессор)

      Расход; Рвх, МПа; Рвых, МПа; ТС


       

      Турбодетандер

      ТС;

      Расход; Рвх, МПа; Рвых, МПа

      Конденсатор АВО

      ТС;

      тепловая нагрузка, МВт


       

      Установка регенерации метанола

      Производительность, м3/ч;

      концентрация насыщенного метанола, мас. %; концентрация регенерированного метанола, мас. %; тепловая нагрузка на испаритель регенератора, МВт; тепловая нагрузка на конденсатор регенератора, МВт; ТвыхС

    6. Диагностика состояния технологического оборудования и программно-технических средств должна быть предусмотрена за счет стандартных функциональных возможностей программно-технических средств АСУ ТП и алгоритмических решений, заложенных в прикладном программном обеспечении АСУ ТП, в соответствии Р Газпром 2-2.1-563-2011 [14].

      АСУ ТП должна проектироваться, чтобы отдельные неисправности не влияли на ее работу в целом. Это достигается за счет резервирования технических средств: датчиков, контроллерного оборудования источников питания, коммутационного оборудования, линий связи, ИМ и др. Резервирование в комплексе с возможностью самодиагностики состояния всех компонентов технических и программных средств АСУ ТП является основным способом повышения надежности и безопасности ее функционирования.

      Устройства автоматической диагностики должны периодически проверяться в сроки, установленные графиком планово-предупредительных ремонтов, ТУ и технологическими инструкциями. Отключение средств диагностики допускается только при выявлении неисправностей на время, необходимое для их устранения. В этом случае должно быть установлено непрерывное наблюдение за контролируемыми параметрами по измерительным приборам.

    7. Организационно-технические уровни, средства и системы автоматизации УКПГ по подготовке газа и газового конденсата в соответствии с РД 50-34.698-90 [9], РД 50-682-89 [10], РД 153-39.0-047-00 [11] должны обеспечивать выполнение комплексных операций по контролю, управлению и защите оборудования, независимо от наличия и состояния систем контроля и управления вышестоящего уровня; получение периодически обновляемой информации для обновления постоянно действующей геолого-технологической модели разработки ГП.

    8. Требуемые объемы автоматизации технологического оборудования установки абсорбционной осушки газа представлены в таблице 14.

      Та б л и ц а 14 – Объемы автоматизированного контроля и управления


       


       

      Автоматизация параметров технологического оборудования

      Объемы автоматизированного контроля и управления технологическими параметрами объектов

      Измерение параметров. Давление газа на входе и выходе технологических линий

      +

      Температура газа на входе технологических линий

      +

      Расход газа на выходе технологических линий

      +

      Влажность газа на выходе технологических линий

      +

      Расход ДЭГ в абсорбере

      +

      Температура газа на выходе технологических линий

      +

      Давление газа на выходном коллекторе

      +

      Управление и сигнализация состояния оборудования. Положение ЗРУ на факел с технологической линии

      +

      Окончание табли цы 14


       


       

      Автоматизация параметров технологического оборудования

      Объемы автоматизированного контроля и управления технологическими параметрами объектов

      Положение ЗРУ шлейфа на факел

      +

      Положение ЗРУ на входном коллекторе

      +

      Положение ЗРУ на факельной линии входного коллектора

      +

      Положение ЗРУ на входе и выходе обводной линии

      +

      Положение ЗРУ на входе и выходе технологических линий

      +

      Положение ЗРУ на выходном коллекторе газа

      +

      Положение ЗРУ на выходном коллекторе конденсата

      +

      Состояние насосов насосной станции

      +

      Состояние насосов оборотной воды

      +

      Состояние вентиляторов градирни

      +

      Состояние погружного (дренажного) насоса

      +

      Состояние элементов вентиляции

      +

      Сигнализация отклонения параметров, аварийная сигнализация. Давление газа на технологических линиях

      +

      Уровень жидкости в сепараторах

      +

      Давление в абсорбере

      +

      Уровень конденсата в абсорбере

      +

      Уровень ДЭГ в абсорбере

      +

      Пожар в технологических помещениях

      +

      Сигнализация взрывоопасной концентрации газа

      +

      Перепад давления в абсорберах

      +

      Давление газа на коллекторе сырого газа

      +

      Давление газа на коллекторе осушенного газа

      +


       

    9. Объемы автоматизированного контроля и управления установкой НТС представлены в таблице 15.

      Та б л и ц а 15 – Объемы автоматизированного контроля и управления низкотемпературной сепарацией


       


       

      Автоматизация параметров технологического оборудования

      Объемы автоматизированного контроля и управления технологическими параметрами объектов

      Измерение параметров. Давление газа на входном коллекторе

      +

      Температура газа на входном коллекторе

      +

      Температура сырого газа в технологических линиях после теплообменников первой и второй ступеней

      +

      Температура газа в низкотемпературном сепараторе

      +

      Давление газа в низкотемпературном сепараторе

      +

      Давление газа на выходе технологических линий

      +

      Температура газа на выходе технологических линий

      +

      Расход газа на выходе технологических линий

      +

      Окончание табли цы 15


       


       

      Автоматизация параметров технологического оборудования

      Объемы автоматизированного контроля и управления технологическими параметрами объектов

      Влажность газа на выходе технологической линии

      +

      Давление газа в магистральном газопроводе

      +

      Управление и сигнализация состояния запорного оборудования. Положение ЗРУ на обводном коллекторе

      +

      Положение ЗРУ с обводного коллектора в МГ

      +

      Положение секущего ЗРУ на входном коллекторе

      +

      Положение ЗРУ с входного коллектора на факел

      +

      Положение ЗРУ на входе и выходе технологических линий

      +

      Положение ЗРУ на выходном коллекторе в МГ (охранный кран)

      +

      Состояние элементов приточной вентиляции

      +

      Состояние элементов вытяжной вентиляции

      +

      Сигнализация отклонения параметров, аварийная сигнализация. Сигнализация взрывоопасной концентрации газа

      +

      Пожар в технологических помещениях

      +

      Поддержание уровня жидкости в сепараторах

      +

      Защита входного и выходного коллектора от превышения давления и порыва

      +


       

    10. Объемы автоматизированного управления и контроля на установке распределения ингибитора гидратообразования (метанола) представлены в таблице 16.

      Та б л и ц а 16 – Объемы автоматизированного контроля и управления подачей ингибитора


       

      Объемы автоматизации технологического оборудования

      Объемы автоматизированного контроля

      и управления технологическими параметрами объектов

      Сигнализация состояния оборудования

      Насосы подачи метанола

      +

      Насосы-дозаторы метанола

      +

      Состояние элементов приточной вентиляции

      +

      Состояние элементов вытяжной вентиляции

      +

      Объемы автоматизации технологического оборудования

      Объемы автоматизированного контроля и управления технологическими объектами по уровням АСУ ТП

      Сигнализация отклонения параметров, аварийная сигнализация

      Наличие потока ингибитора гидратообразования в точках ввода

      +

      Сигнализация взрывоопасной концентрации в блок-боксах

      +

      Пожар в блок-боксах

      +

      Управление

       

      Насосами подачи метанола

      +

      Насосами-дозаторами метанола

      +

      Элементами приточной вентиляции

      +

      Элементами вытяжной вентиляции

      +

    11. В составе АСУ ТП, в соответствии Р Газпром 2-2.1-562-2011 [15], должна быть предусмотрена выделенная СПАЗ, работающая независимо от АСУ ТП и имеющая наивысший приоритет управления. Для передачи сигналов СПАЗ от УКПГ ГП необходимо предусмотреть выделенный канал связи.

      Электропитание элементов СПАЗ должно предусматривать использование аварийных источников электроснабжения. Программно-технические средства СПАЗ должны иметь разрешение Ростехнадзора на применение на взрывоопасных объектах, сертификат на средства измерения и обеспечение соответствия требованиям нормативной документации.

      Для обеспечения промышленной безопасности на объектах ГП предусматривается система пожарной сигнализации и контроля загазованности по предельной концентрации взрывоопасной смеси с передачей аварийных сигналов в СПАЗ УКПГ по физическим линиям.

      Система пожарной сигнализации и контроля загазованности должна быть реализована на базе резервированных контроллеров, унифицированных с контроллерами АСУ ТП, что позволяет минимизировать эксплуатационные расходы.

      Запуск алгоритмов экстренного останова должен осуществляться с пультов экстренного останова, расположенных в операторных УКПГ ГП. Системы противоаварийной защиты основных технологических объектов УКПГ, ГИС, КГС должны быть оснащены комплексом инженерно-технических средств охраны (видеонаблюдение с учетом дистанционного удаленного контроля и сигнализации по периметру КГС), позволяющим организовать контроль и своевременное предупреждение несанкционированного доступа и противоправных действий на площадках ГП.

      Структурные и технологические решения при реализации проекта автоматизации ГП требуют разработки алгоритмов управления объектами и технологическими режимами:

      • управления отдельными исполнительными механизмами и устройствами (краны, клапаны, задвижки, насосы);

      • выполнения штатных технологических операций (пуск и останов КГС, УППГ, ГИС, системы сбора и транспорта газа по линиям ГСС) и др.;

      • разработки алгоритмов регулирования отдельных технологических параметров и режимов работы оборудования;

      • разработки комплексных алгоритмов по предотвращению гидратообразования и регулирования КГС;

      • разработки алгоритмов СПАЗ и безопасности;

      • разработки комплексных алгоритмов контроля и управления автоматизированным газовым промыслом.

      В алгоритмах должны быть предусмотрены действия оператора и системы управления в случае неисправности технологического оборудования, датчиков, невыполнения команд на перестановку ИМ или их самопроизвольной перестановки.

      Алгоритмы програмно-технического комплекса АСУ ТП ГП должны предусматривать автоматический запуск резервного оборудования при неисправности основного (насосы, регуляторы уровня давления).

    12. Энергоснабжение АСУ ТП ГП должно осуществляться по первой категории электроснабжения (особая группа).

      Электропитание системы телемеханики КГС организуется по первой категории электроснабжения за счет использования дополнительных источников бесперебойного питания, способных поддерживать функционирование систем не менее чем в течение 12 ч после прекращения подачи основного питания.

    13. Мониторинг состояния технологических объектов

      Проектом должно быть предусмотрено видеонаблюдение за взрывоопасными объектами. Подсистема промышленного телевидения должна вести постоянный визуальный контроль за работой технологических цехов, осуществлять запись с возможностью просмотра последовательности развития нештатных ситуаций с передачей видеосигнала на центральный диспетчерский пункт.

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  5  ..