Системы автоматизации в газовой промышленности

СИСТЕМЫ  
АВТОМАТИЗАЦИИ  
В ГАЗОВОЙ  
ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Под общей редакцией М. Ю. Праховой

Учебное пособие

Москва    Вологда
«Инфра-Инженерия» 
2019

: 
3

Предисловие

Россия занимает первое место в мире по запасам газа, второе 
место по объемам ежегодной добычи и по потреблению газа и обеспечивает 20 % мировой торговли данным видом топлива. 70 % добываемого газа используется на внутреннем рынке. Россия играет 
также важную роль в обеспечении транзита центрально-азиатского 
газа в Европу и страны СНГ.
Поэтому потребность в грамотных специалистах в газовой отрасли постоянно возрастает, в том числе и в специалистах по автоматизации технологических процессов и производств. Введение 
в программу магистерской подготовки специальной дисциплины, 
одноименной с данным учебником, потребовало соответствующего 
методического обеспечения. 
В научно-технических журналах и интернет-источниках имеется очень большой объем самой разной информации по газовым 
объектам, касающейся технологий, оборудования, средств автоматизации, систем управления и т. п. Однако эта информация никак  
не систематизирована, зачастую отрывочна и подразумевает высокий профессиональный уровень специалистов, пользующихся ею.
Мы попытались в одном издании рассмотреть вопросы автоматизации всех объектов жизненного цикла природного газа, начиная 
с газовой скважины и кончая газораспределительной сетью. При 
этом мы руководствовались следующими соображениями. 
Во-первых, автоматизация любого производственного процесса зависит от используемых технологий и их особенностей, поэтому 
специалист по автоматизации должен понимать их. В связи с этим 
мы сочли необходимым для каждого объекта дать краткие сведения 
об используемых технологиях, т. к. магистранты не всегда обладают 
необходимой подготовкой в этой области.
Во-вторых, поскольку средства автоматизации и управления 
обновляются очень часто, в учебнике рассмотрены общие подходы 
к автоматизации каждого объекта и в качестве примера приведены 
наиболее типичные и характерные для ПАО «Газпром» средства. 
Средства измерения рассмотрены только специфические для газовой отрасли. 

Системы автоматизации  
в газовой промышленности

4

В-третьих, целевая аудитория учебника — магистранты, поэтому при рассмотрении какого-либо объекта мы старались показать 
не только типовые решения по автоматизации, но и акцентировать 
внимание  на существующих в этой области проблемах.
Надеемся, что учебник будет также полезен студентам смежных направлений подготовки, например «Нефтегазовое дело» и т. п. 
Выражаем искреннюю признательность и благодарность 
рецензентам учебника: главному научному сотруднику Центра  
ПХГ НИИ природных газов и газовых технологий — ВНИИГАЗ  
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» д. т. н., профессору Джафарову К. И.  
и главному метрологу, начальнику производственного отдела метрологии и контроля качества ООО «Газпром трансгаз Уфа» к. т. н. Сарварову Л. В. за ценные замечания и рекомендации при подготовке ру- 
кописи.

Введение

5

Введение

Удельный вес природного газа в структуре производства первичных энергоресурсов в Российской Федерации составляет примерно 50 %, а в балансе мировых первичных энергоресурсов —  
около 21 %.
Природный газ является одновременно наиболее совершенным топливом, высокоэффективным энергоносителем и ценным 
химическим сырьем, благодаря чему широко применяется в многочисленных производственных процессах. 
Россия занимает первое место в мире по запасам природного 
газа (23 % мировых запасов) и по объемам его ежегодной добычи, обеспечивая 25 % мировой торговли этим энергоносителем, доминируя 
как на европейском газовом рынке, так и на рынке стран СНГ. В общем объеме потребления газа в странах зарубежной Европы (включая Турцию, но без учета стран СНГ) на российский газ приходится 
около 30 %. Обладая уникальной газотранспортной системой, Россия также играет важную роль в обеспечении поставок центрально- 
азиатского газа в Европу и страны СНГ.
Весь комплекс предприятий добычи, подготовки, транс- 
порта, хранения, переработки, поставки и экспорта газа входит  
в единую систему газоснабжения (ЕСГ) России. Уникальность ЕСГ 
России состоит в том, что эта система объединяет в своем составе 
многие десятки газовых и газоконденсатных месторождений с общим объемом добычи более 600 млрд м3 газа.
Фактически единая система газоснабжения представляет собой объединение газоснабжающих систем, охватывающих значительную часть нашей страны. При этом каждая газоснабжающая 
система представляет собой совокупность газовых промыслов, магистральных газопроводов, подземных хранилищ газа и газораспределительных станций, объединенных единым гидродинамическим 
режимом добычи, транспорта, хранения и распределения природного газа. Таким образом, каждая газоснабжающая система как подсистема ЕСГ включает в себя всю технологическую цепочку от пласта 
до потребителя и распадается на две подсистемы: газодобывающую  
и газотранспортную.

Системы автоматизации  
в газовой промышленности

6

С точки зрения структуры и функционального назначения систему газоснабжения (в том числе и ЕСГ страны) можно представить укрупненно в виде пяти относительно независимых по характеру и критериям функционирования подсистем (рис. В.1): 
• источники природного газа; 
• сооружения по подготовке газа; 
• магистральные газовые сети; 
• региональные распределительные сети; 
• потребители газа.

Рис. В.1 — Функциональная схема структуры газоснабжения

Назначение первых двух подсистем — добыча и подготовка 
заданного количества природного газа. Основное назначение третьей подсистемы, которая представляет собой довольно сложную 
разветвленную сеть магистральных газопроводов, — транспорт 
газа к местам его потребления (города, регионы) или накопления 
(газовые хранилища). Назначение четвертой подсистемы — доставка и распределение газа конкретным потребителям (промышленные 
предприятия, коммунально-бытовые газоиспользующие установки  
и др.) данного региона. Региональная газовая распределительная 
сеть (РГРС) является наиболее сложной и разветвленной подсистемой системы газоснабжения. Это связано с тем, что процессы 
газопотребления имеют постоянно меняющийся во времени, стохастический характер, зависящий от многих факторов. Далее, транспорт газа в этой подсистеме осуществляется под воздействием  

Введение

7

потенциальной энергии давления газа, которая ему была сообщена 
в магистральном газопроводе перед входом в РГРС. Давления в ней 
(2 кПа — 1,2 МПа) значительно ниже рабочих давлений в третьей 
подсистеме (до 5–7,5 МПа), что и обеспечивает необходимую энергию для работы по доставке газа потребителю.
Управление ЕСГ России регламентируется отраслевой системой оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ). Эта система 
является фактически иерархической многоуровневой системой — 
автоматизированной системой диспетчерского управления (АСДУ), 
включающей следующие уровни управления: 
• центральный пункт диспетчерского управления (ЦПДУ)  
ПАО «Газпром»; 
• центральные диспетчерские службы (ЦДС) газодобывающих, газотранспортных предприятий и предприятий подземного хранения газа; 
• диспетчерские пункты (ДП) линейно-производственных 
управлений магистральных газопроводов (ЛПУ МГ), газопромысловых управлений (ГПУ), станций подземного хранения газа (СПХГ); 
• посты управления и операторные помещения установок  
комплексной подготовки газа (УКПГ), магистральных  
и дожимных компрессорных станций (КС, ДКС), объектов 
подземного хранения газа, газораспределительных станций  
и пунктов (ГРС, ГРП), газоизмерительных станций (ГИС). 
Таким образом, ЕСГ России в целом и ее отдельные под- 
системы представляют собой очень сложный объект управления, 
работа которого невозможна без систем автоматизации самых 
разных уровней сложности и большого количества разнообраз- 
ных средств автоматизации (средств измерения и контроля, исполнительных устройств, регуляторов, запорной арматуры, контроллеров, программно-технических комплексов, систем телемехани- 
ки и т. п.).

ГЛАВА 1

Основные технологические процессы добычи, 
транспорта и распределения природного газа

1.1. Общие сведения о месторождениях  
природного газа и его свойствах

Природные горючие газы представляют собой газообразные 
углеводороды, образующиеся в земной коре. Природные газы состоят в основном из смеси метана, этана, пропана, бутана, иногда 
содержат примеси СО2, N2, H2S, легкокипящих жидкостей, пентана, 
гексана и др.
Эти газы могут быть трех типов: газы, добываемые из чисто 
газовых месторождений, газы из газоконденсатных месторождений 
и попутные нефтяные газы. 
Газовое месторождение (ГМ) — газовая залежь или совокупность газовых залежей, принадлежащих к общему участку поверхности и подчиненных единой тектонической структуре. В разрезе многозалежного месторождения на одной площади имеется 
несколько газовых залежей, расположенных одна под другой на разной глубине. Каждая такая залежь представляет собой естественное скопление природного газа в ловушке, образованной пластом- 
коллектором и покрышкой из непроницаемых пород. Размеры газовой залежи лежат в пределах от нескольких десятков тысяч кубометров до нескольких триллионов кубометров газа.
Газовые месторождения разрабатываются без поддержания 
давления, на естественном режиме. Газ из таких месторождений  
на 94–99 об. % состоит из метана и содержит также незначительное количество этана, пропана; более тяжелые углеводороды присутствуют в виде следов. В газе газовых месторождений могут наблюдаться примеси углекислого газа CO2, азота N2, сероводорода 
H2S, гелия He. Газы чисто газовых месторождений легче воздуха. 
Их относительная плотность по воздуху составляет 0,56–0,66. Эти 
газы относятся к категории сухих газов. Состав природных газов 
различных месторождений отличается друг от друга, причем значительно — например, молекулярный вес газа Западно-Сибирского 

Глава 1. Основные технологические процессы добычи,  
транспорта и распределения природного газа

бассейна лежит в пределах от 16 до 22 единиц. Пример газового 
месторождения — Медвежье месторождение. 
Если природные горючие газы, находящиеся в пласте под высоким давлением, содержат углеводороды, конденсирующиеся при 
снижении давления, то месторождение таких газов называется газоконденсатным.
Основной особенностью газов газоконденсатных месторождений является наличие в них высокомолекулярных углеводородов.
Газоконденсатное месторождение (ГКМ) — это газоконденсатная залежь или несколько залежей, которые все могут быть 
газоконденсатными или частично газоконденсатными и частично 
газовыми и принадлежат к общему участку поверхности и единой 
тектонической структуре. Некоторые залежи могут сопровождаться нефтяными оторочками непромышленного значения. В случае 
многозалежных газоконденсатных месторождений в верхней части 
разреза, как правило, находятся скопления газа, практически не содержащие газового конденсата (газовые залежи). 
К газоконденсатным залежам относят залежи газа с содержанием конденсата (показатель конденсатности) не ниже 5–10 г/м3. 
В зависимости от источника жидких углеводородов газоконденсатные залежи могут быть первичными, образованными без участия 
нефтяных скоплений, и вторичными, формирующимися за счет испарения части нефтяной смеси.
Состав пластового газа в различных ГКМ сильно варьируется. 
Обычно основным компонентом большинства таких месторождений является метан (70–90 об. %). Кроме того, в пластовом газе содержатся тяжелые углеводороды (от C5H12 до C20H42), сероводород, 
азот, углекислый газ, гелий. В конденсатах многопластовых месторождений сверху вниз по разрезу обычно уменьшается доля метановых и возрастает концентрация ароматических углеводородов. 
В процессе разработки газоконденсатных месторождений может 
существенно меняться фазовое состояние пластовых смесей и, как 
следствие этого, состав добываемого газа. Если в газе содержится 
мало конденсата или запасы его невелики, месторождение может 
разрабатываться как обычное газовое.
Из скважин эти газы поступают в установки для улавливания 
конденсата, а сухой (отбензиненный) газ закачивается в газоносный 

Системы автоматизации  
в газовой промышленности

пласт для поддержания в нем давления с целью предупреждения 
обратной конденсации и падения дебита скважины. 
Газоконденсатными месторождениями являются, например, 
Вуктыльское и Астраханское.
Газонефтеконденсатное месторождение (ГНКМ) — это  
газонефтеконденсатная залежь или комбинация газоконденсатных 
и нефтяных залежей, которые могут быть самостоятельными скоплениями или крупными оторочками промышленного значения. 
Возможны несколько вариантов разработки ГНКМ:
• отбор в начальный период эксплуатации только нефти  
(в этом случае надолго консервируется газовая часть месторождения);
• отбор главным образом газа (при этом могут происходить потери нефти вследствие разгазирования и заполнения нефтью 
пор, ранее занятых газом);
• одновременный отбор нефти и газа с применением 
сайклинг-процесса (этот вариант является наиболее рациональным). 
Примером газоконденсатного месторождения является Уренгой- 
ское ГНКМ.
В газонефтяных месторождениях (ГНМ) газ находится либо 
в свободном состоянии, либо полностью или частично растворен  
в нефти.
В свободных газах газонефтяных месторождений, то есть в газовых шапках, могут присутствовать пары жидких углеводородов, 
более тяжелые, чем гексан, однако их примесь бывает незначительной. Такие газы газонефтяных месторождений называются попутными.
Газы, растворенные в нефти и выделяющиеся из нее при 
сепарации, называются нефтяными. Обычно они содержат  
от 30 до 80 % гомологов метана, а также азот, диоксид углерода, 
сероводород, гелий, аргон и другие компоненты. Поэтому содержание метана может составлять в нефтяных газах всего 20–30 %  
от состава газовой смеси. Состав углеводородной части газов тесно 
связан с составом нефти. Легкие метановые нефти содержат газы, 
состоящие на 20–30 % из тяжелых углеводородов. Тяжелые нефти, 
наоборот, содержат преимущественно метан.

Глава 1. Основные технологические процессы добычи,  
транспорта и распределения природного газа

Основными составляющими естественного нефтяного газа являются углеводороды метанового ряда. В отличие от газов газовых 
месторождений попутные нефтяные газы содержат меньшее количество метана и повышенное количество более тяжелых углеводородов. Кроме того, в них содержатся пары воды, азот, сероводород, 
т. е. они как бы «грязнее» природного газа и требуют более тщательной очистки и обработки перед применением. 
Количество содержащегося в нефти газа характеризуется  
газовым фактором — отношением количества выделившегося газа  
в кубометрах к количеству добытой нефти в тоннах.
Значение газового фактора (ГФ) у большинства залежей составляет от 30 до 100 м3/т. Установленные максимальные величины 
ГФ в нефтяных залежах в экстремальных термобарических условиях глубоких горизонтов достигают 700–750 м3/т. Залежи нефти,  
не содержащие растворенных газов, встречаются редко на небольших глубинах. Газовый фактор используется в качестве показате- 
ля типа залежи. К нефтяным залежам относятся залежи с ГФ ниже 
600 м3/т, к нефтегазоконденсатным — 600–900 м3/т и к газоконденсатным — свыше 900 м3/т.
Необходимо отметить, что это деление достаточно условно,  
т. к. крупные месторождения могут быть смешанного типа. Это означает, что часть залежей, входящих в них, могут быть чисто газовыми, часть — газоконденсатными, а часть — нефтяными.
Из-за того, что при эксплуатации того или иного многозалежного месторождения углеводородного сырья извлечение полезных ископаемых производится из конкретных залежей, тип 
залежи может не совпадать с типом месторождения. Так, например, Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение является многозалежным, в котором верхняя залежь (сеноманская) 
чисто газовая и из нее добывается только природный горючий 
газ, а глубокая залежь (неокомская) является нефтегазоконденсат- 
ной.
Деление месторождений на газовые и газоконденсатные обусловлено различием технологических процессов подготовки их 
продукции к транспорту.
Количество добываемого газа (дебит) зависит от газоносности 
и газопроницаемости горных пород данного месторождения.