新疆油田天然气集输及处理自动化技术

王卫* 赵磊 阿不都拉

（中国石油工程设计有限责任公司新疆设计院）

新疆油田天然气集输及处理自动化技术

王卫* 赵磊 阿不都拉

（中国石油工程设计有限责任公司新疆设计院）

根据新疆油田天然气集输及处理工艺特点，阐述了其自控系统的总体目标。介绍了天然气集输及处理自动化技术的组成和功能，论述了天然气处理过程中检测仪表及控制系统的选择、计量方式和主要控制回路的确定与实现方式，包括井口安全保护和自控、集气站自控和计量、天然气处理站自控、安全保护和计量等。指出：今后应建立气田总调度管理中心；将所属全部气田装置的生产过程数据纳入该调度系统进行实时监视、管理及数据分析；尽快完善天然气交接计量规定，建设相关的计量校验装置，以满足贸易计量精度要求的不断提高。

新疆油田；天然气；集输及处理；自动化系统；控制；计量

近几年新疆油田公司在准噶尔盆地古尔班通古特沙漠和南缘先后开发和建设了盆5、莫北、莫7-11、彩31、滴西10、玛河和克拉美丽等气田，这些气田地处沙漠腹地、山区或戈壁地带，人烟稀少、自然环境差、气候恶劣，生产区域分散，但生产装置又彼此关联。为确保气田安全、平稳地运行和科学调度，在天然气集输和处理过程中采用了自动化控制技术。

1 自控系统总体目标

新疆油田天然气集输及处理对自控系统的要求：一是，能实时有效地对生产过程实施全面监控，保证气井、集气站和天然气处理厂各装置间协调、平稳运行，避免事故的发生和扩大，提高整个生产过程的安全可靠性；二是，通过对生产数据的分析和处理，优化生产工艺参数，为生产管理、科学决策提供依据；三是，降低对能源及生产用料的消耗，有效地节约资源；四是，有利于实施新的运行管理机制，减少生产操作人员，降低运行成本，提高经济效益。

2 管理模式及系统总体结构

新疆油田天然气集输及处理过程中的自动化系统一般采用以计算机为核心的监控和数据采集系统（SCADA）。采用常规一次仪表与采气井场RTU（远程终端单元）、处理厂DCS（分散控制系统）或PLC（可编程控制器）以及生产控制中心数据库服务器和操作站组成，通过有线与无线相结合的通信方式组成二级控制和二级管理网络。二级控制为：采气井口控制层与生产控制中心（集气站和天然气处理站）控制层；二级管理层为：气田调度管理中心（一般设置在生产控制中心或作业区）和总调度中心（设置在采气厂数据中心）。气田SCADA系统结构详情见图1。

3 系统配置及功能

3.1 井口控制系统

采用RTU或PLC系统，主要完成井口工艺参数的数据采集、处理和控制，信号可通过有线或无线通信方式接入气田SCADA系统，目前常用的通信方式有光纤、无线数传电台、无线局域网、GPRS（通用分组无线服务）、SCDMA（同步码分多址）等。井口管理模式为无人值守，定期巡检。井口控制系统的功能和配置要求如下。

一是，具备实时采集、存储、读取数据和控制功能，能独立完成工作，确保通信链路出现故障时能正常运行；二是，可接受生产控制中心系统发出的控制指令，实现对井口紧急切断阀或加热炉的安全联锁保护控制，可通过轮巡或实时通信方式向控制中心发送采集的数据、运行参数及状态信号；三是，在硬件上RTU的CPU卡、通信卡、电源卡宜采用冗余配置；为便于巡检人员在现场能了解RTU有关信息和进行系统维护，RTU都配有显示单元，并带有现场串行通信口。

3.2 生产控制中心系统

生产控制中心系统包括集输站场控制系统和天然气处理站控制系统，由SCADA系统服务器、操作站、DCS系统和ESD（紧急停车）系统组成，是最关键的控制级，各种工艺数据采集及设备运行状况的监视、控制、保护、联锁报警等均由生产控制中心完成。生产控制中心一般设置在天然气处理站仪表控制室内，实行24小时连续监视、操作。生产控制中心系统的功能和配置要求：

一是，对工艺系统的运行参数进行数据采集、处理，建立实时数据库，并向上一级调度管理中心发送数据及状态信息，同时执行气田调度管理中心的生产调度指令，对各生产装置工艺参数进行控制操作；二是，通过动态流程画面和趋势图的显示，对集气站和天然气处理厂的工艺参数、安全生产状态进行集中监视、控制。建立报警及事件记录，根据各优先级别进行各种声光报警、显示和即时打印；三是，完成单井计量和气田外输气的计量，建立单井的数据库，供气田开发决策；四是，可通过工程师站为DCS系统或井口系统下载组态软件或修改软件，同时可进行报表数据的统计处理，并按时自动打印各种生产报表；五是，对于大型、复杂的天然气处理厂，如，玛河天然气处理厂和克拉美丽天然气处理厂，由于采气井场、集气站和天然气处理站分布较散，装置间相互关联的设备、容器较多，为此还单独设置气田ESD系统，保证在事故状态下能及时对整个气田进行紧急停车。ESD系统安全度等级按SIL2考虑；六是，在硬件配置上，目前新疆油田天然气集输及处理过程中生产控制系统一般采用DCS系统，设置有服务器、操作站、工程师站，数量可根据站厂规模、装置的复杂程度合理配备。配置的服务器一般选用多CPU双机容错磁盘阵列服务器，系统支持100Mbit/s快速冗余以太网。操作站、工程师站采用高性能的工业级工控计算机；七是，在软件配置上，生产控制中心系统软件包括操作系统软件、监控组态软件、SCADA系统软件和面向工程开发的相关应用软件。

3.3 气田调度管理中心

气田调度管理中心执行气田调度管理功能，协调集输场站、天然气处理厂之间以及站、厂内部之间关系，掌握各重要生产装置及设备的运行状态，确保安全生产。若该管理中心下属控制范围属于区域性的，系统规模较小，可以与气田生产控制中心合建在一个控制室内。目前，新疆油田各气田调度管理中心基本与生产控制中心合建。

4 自动控制及计量

4.1 井口装置安全保护系统

在采气井场设置井口安全控制系统，该系统由井场RTU和紧急切断阀组成。紧急切断阀一般采用液压自力式紧急切断阀，具备高低压自动切断功能，并具有就地远程控制功能，可通过RTU执行集气站和天然气处理站发出的关井命令，对井口紧急切断阀进行遥控关闭。

4.2 凝析气田井口压力控制

目前新疆油田发现的天然气气田绝大多数为凝析气田，气田布站方式和工艺集输方案一般采用井口加热节流、集气处理站的一级布站方式；井口、集气站（集中加热）、天然气处理站的二级布站方式。高压天然气出井口后首先加热，然后经调压，将压力降低后输至集气站和天然气站，每级调压一般采用手动针形节流阀完成。

4.3 多井集气站气、水和凝析油计量

单井计量在集气站完成，井口不设计量设施。井口天然气进入集气站后，采用倒井计量方式，单井计量周期不少于24小时。对凝析气田的计量设备可采用三相分离器将气、油和水进行分离，然后进行计量。

4.3.1 天然气的计量

由于井口来气压力一般在7～10MPa，单井轮井计量要求计量仪表不仅能满足高压力工况，而且计量仪表要有较宽的量程比，以适应不同产量的单井。为此，单井计量仪表一般采用高压涡街流量计或孔板流量计，将差压、压力和温度信号引入计算机，按标准进行在线全补偿计算，提高天然气瞬时流量和累积流量的计量精度。采用孔板流量计时，量程比应满足3:1。由于天然气组分的变化会造成天然气介质密度变化和超压缩系数的变化，从而影响计量的准确度，因此，在条件允许的情况下，可设置在线色谱分析仪在线测量天然气组分。如果气田天然气密度变化不是很大，在高压条件下，可采取定期输入计算机系统固定超压缩系数的方法，对天然气计量结果进行修正，以提高其计量精度。

4.3.2 气田水的计量

由于单井产水量在气田开发初期和后期变化很大，水量不是连续均匀的，给计量仪表的选型带来难度。因此，在气田开发初期，当水量较少时，可采用在分离器上设置高低液位开关，通过两位式阀自动控制水的排放，通过储水容积计算和放水次数计量水量；气田开发后期可采用流量计连续测量，流量计要有很宽的测量范围，一般采用速度式流量计较多。

4.3.3 凝析油的计量

凝析油的计量可采用容积式流量仪表或速度式流量仪表，考虑单井压力较高，为保证仪表能可靠、稳定的工作，目前多采用高压涡街流量计。

4.4 天然气处理站的自动控制

天然气处理站工艺一般包括天然气高压分离部分、低温分离部分和凝析油或重烃的稳定处理等部分。对于凝析油气田，如何将天然气中的液烃在低温操作条件下进行分离、并在凝析油稳定过程中保证凝析油组分的稳定是考核一套天然气处理装置处理效果的重要指标。因此，对低温分离过程和凝析油稳定过程的相关压力、温度、液位等参数控制就显得尤为重要。

4.4.1 节流压力控制回路

节流压力控制一般采用大差压节流阀，J-T阀是形成低温的关键设备，为了保证天然气中烃的分离效果，确保天然气质量及烃的回收率，可选择阀后温度或差压为被控参数，设置温度或差压控制回路。当外输中压管汇压力控制稳定后，可将J-T阀压力控制点设置在阀前高压管汇上，保持上游压力控制稳定，以此保证J-T阀前后差压的稳定。

4.4.2 低温分离器的液位控制回路

低温分离器的液位控制是为了保证烃分离效果； 防止高压天然气串入烃出口的下游低压设备（如液烃分离器）；确保生产安全而设置的重要控制回路。为保证控制回路的可靠，液位仪表必须选用测量准确、稳定性好、可靠性高的仪表，一般采用浮筒液位计、耐高压的磁浮子液位计或双阀兰差压变送器。

4.4.3 闪蒸分离器的压力、液位（界面）控制

闪蒸分离器的压力控制是为了保证闪蒸系统的操作压力稳定，使闪蒸过程平稳进行。检测参数为闪蒸分离器的出口压力，被调参数是控制闪蒸气的排出量。闪蒸分离器的液位（界面）控制回路不仅能保证烃的稳定分离、提高分离效果，而且能防止高压天然气串入烃出口的下游低压设备，确保生产安全。设置油水界面检测控制回路后，能实时监视和调节油水界面的高低，避免油中带水或者水中带油对后续装置产生影响。

4.4.4 凝析油稳定塔的控制

为确保凝析油稳定塔压力和凝析油组分稳定，确保塔底凝析油中的轻组分在重沸器加热过程中再闪蒸出来，需要对稳定塔设置压力控制、塔底液位控制和重沸器出口温度控制。稳定塔压力控制回路检测参数为塔顶压力，被调节参数是塔顶出气；重沸器出口的温度控制回路检测参数为重沸器出口温度，调节参数是进入重沸器的加热源热量；塔底液位控制回路检测参数为塔底液位，调节参数为塔底凝析油出口量。检测控制仪表在选择上由于介质温度较高，仪表需考虑耐高温。

4.5 天然气处理站的安全保护控制

4.5.1 高低压火炬点火控制回路

为保证天然气处理站内高低压放空系统在天然气泄漏或事故放空时，排放的天然气对环境不造成污染，对高低压放空火炬应尽量采用自动点火控制。点火方式可以通过就地点火控制系统、DCS系统和ESD系统3种方式实现，保证了点火系统的安全、可靠。

4.5.2 ESD紧急停车控制回路

对于大型气田，由于井、集气站、处理厂较为分散，且装置关联设备较多，一旦出现危害安全生产的危险事故，一般在很短时间就会产生极大的危害，因此，有必要设置气田ESD系统。紧急停车控制过程包括自动停车和手动停车两部分，具体联锁过程可以根据气田工艺处理装置的特点灵活确定，以保证装置安全和最大限度地减少对人员的伤害、对财产的损失以及对环境造成的危害为原则。

4.6 天然气交接计量

天然气交接计量仪表作为天然气商品核算的重要组成部分，其适用性、可靠性、稳定性、计量精度将直接影响天然气产出效益。因此，根据天然气交接性质、工况条件，选择适合的计量仪表非常重要。

目前，新疆油田公司天然气交接计量仪表及系统主要有孔板流量计量系统、旋进旋涡流量计及涡轮流量计，其中以孔板流量计量系统为主。该系统采用孔板阀，配FLOBOSS103流量管理器，并进行温压补偿，计量软件符合SY 6143—2004标准。系统的最大特点是现场安装的流量管理器集检测仪表与流量计算机为一体，输入天然气组分，在线进行压缩因子修正，输出采用总线输出方式，保证了现场瞬时、累积流量与上位机完全一致，计量系统综合精度一般小于3%，标定简单。缺点是孔板测量范围较小，一般最大、最小测量范围需控制在4:1之间，对前后安装的直管段要求较高。

5 结语

新疆油田公司在天然气集输及处理自动化技术方面基本上形成了自己的特点，随着其采气厂的成立，在气田调度管理方面，如何将过去分布在不同区块的零散的生产控制中心和作业区数据中心进行整合，建立气田总调度管理中心；如何将所属全部气田装置的生产过程数据纳入该调度系统进行实时监视、管理及数据分析，是其今后天然气自动控制方面所要进行的重要工作之一。在交接计量方面，随着新疆油田公司在天然气开发力度上的不断扩大、对贸易计量精度要求的不断提高，尽快完善天然气交接计量规定、建设相关的计量校验装置，是今后相关部门要做的重要工作之一。

[ 1 ]中华人民共和国国家发展和改革委员会.SY/T 0090—2006 油气田及管道仪表控制系统设计规范[S].北京: 石油工业出版社,2006.

[ 2 ]中华人民共和国国家发展和改革委员会.SY/T 0091—2006 油气田及管道计算机控制系统设计规范[S].北京: 石油工业出版社,2006.

[ 3 ]中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局.GB/T 18603—2001 天然气计量系统技术要求[S].北京:中国标准出版社,2002.

[ 4 ]苏建华,许可方,宋德琦,等.天然气矿场集输与处理[M].北京: 石油工业出版社,2004.

TE86，TE978

A

1004-2970（2011）05-0038-04

王卫等. 新疆油田天然气集输及处理自动化技术. 石油规划设计，2011，22（5）：38～41

* 王卫，男，高级工程师。1991年毕业于河北轻化工学院（现为河北科技大学）生产过程自动化专业，获学士学位。现在中国石油工程设计有限责任公司新疆设计院自动化仪表所，从事油田自动化设计工作。地址：新疆维吾尔自治区克拉玛依市友谊路115号新疆石油勘察设计研究院（有限公司）自动化仪表所，834000。E-mail：wangwei-xj@petrochina.com.cn

2011-03-07

谷风桦