气田工艺控制与安全联锁系统应用典型问题及对策建议

许亚辉 陈燕

1中国石油西南油气田公司川西北气矿

2中国石油西南油气田公司通信与信息技术中心

随着能源需求的日益增长，天然气作为一种清洁、高效的能源在全球范围内受到广泛关注和应用。气田作为天然气产业链的重要源头，其安全稳定的生产对于保障全球能源供应和环境保护具有重要意义。然而，气田工艺控制与安全联锁系统在实际应用过程中，往往面临一系列典型问题，这些问题不仅影响气田的生产效率，更直接关系到工作人员的生命财产安全以及生态环境的保护。

本文旨在分析气田工艺控制与安全联锁系统应用中出现的典型问题，并提出相应的对策建议。通过深入研究这些问题，可以更好地理解气田工艺控制与安全联锁系统的复杂性，进而提出改进措施，优化系统性能，提高气田生产的安全性和效率。该研究成果将为气田工艺控制与安全联锁系统的设计和应用提供有价值的参考，推动相关领域的技术进步和产业发展。

1 技术现状及发展趋势

工艺控制与安全联锁系统的作用是在生产过程中对关键性参数进行自动控制，使它们在外界环境变化偏离设定正常参数范围时，能够自动调节到关键参数控制区间；对某一参数超高或者超低易造成设备损毁甚至造成安全事故，进行联锁保护。在石油、化工等行业中，装置运行参数控制尤为重要，工艺控制与安全联锁技术应用提高了生产效率。它主要包括工业自动化系统、硬件和软件三部分，其运用仪器仪表、控制理论和计算机技术，根据工业生产要求完成既定操作，从而达到增加产量、降低消耗、提高质量的目的。

目前，油气生产现场采用PLC（可编程控制器）和DCS（分散计算机控制）系统作为主要的油气生产自动化控制系统。其中，PLC 能执行逻辑运算、顺序控制、算数操作等用户指令，并能够有效控制气井天然气生产的全过程，常使用于单井控制或者单元级控制。DCS是以通信网络为基础，由过程监控和过程控制组成的多级控制体系，融合了通信、计算机、控制以及显示等，具有集中操作、分级管理、分级控制及配置灵活等优点，常使用于集气站或者区域控制中心。随着“油公司”模式和“中心井站+无人值守”模式推广，单井工艺控制与安全联锁的功能需求逐步发生变化，将传统的PLC与HMI、I/O 以及迅速发展的网络相结合，增加了人机交互界面，以方便气井工艺控制与安全联锁的控制操作，通信数据的高速传输和控制终端网络功能集成度提高，PLC 向着一体化和网络化发展。DCS系统仍然在工业控制领域占据着主导地位，现场仪表和控制器之间均采用一对一的物理连接，需要A/D、D/A等I/O组件，布线复杂且难以实现现场仪表在线参数整定和故障诊断等，在新技术的推动下，许多传感器、执行机构等智能化终端设备在现场应用，新一代的传感器和智能变送器向微型化、高精度、低功耗、智能化方向发展，智能阀门定位器由高集成度的微控制器控制，对所有控制参数都可组态，实现线性、分程控制、快开等特性修正功能，逐步向智能化控制方向发展[1]。

2 工艺控制与安全联锁作用

随着油气田开发快速发展，信息化、工业化技术推广，工艺控制与安全联锁系统得到广泛应用[2]。安全联锁与工艺控制在超高压含硫气井的成功应用，确保气井地面生产安全、平稳。安全联锁是为了防止设备运行、工艺运行参数超过规定的安全界限而设置，由自动化仪表、电气设备实现的保护性自动控制系统；工艺控制是用于生产过程的连续测量、常规控制、操作管理，可避免手动操作的不安全隐患，还能降低劳动强度、改善作业环境，而且能更好地实现安全、高效、长周期的生产[3-5]。

在川西北部超高压含硫气井的开采中，地面安全工艺系统是关乎气井安全生产非常重要的手段。目前，川西北部地区双鱼石区块单井采用PLC 系统、集气站采用DCS 系统作为场站工艺控制系统，结合该区块地面集输工艺、安全联锁、工艺控制为具体的研究对象，开展控制系统与工艺安全生产相结合的应用研究工作，梳理安全联锁条件、逻辑关系、控制关系等与生产、操作、安全、技术管理密切相关的内容，总结工艺控制与安全联锁系统在气田地面集输系统的应用经验，为下一步气田地面工艺安全向智能化发展提供实践经验。

3 现场应用

3.1 区域控制现状

按照“一个气田一个中心”的原则，气田设有控制中心，作为区域各气井生产数据、设备状态监控和生产调整的控制中心。气田工艺控制与安全联锁是通过SCADA 站控系统和安全仪表系统（SIS）来实现的，当生产过程中出现异常情况时，需要将生产装置紧急停运，可通过关断逻辑准确、快速实现关停处理，将气田安全风险降到最低。气田集输系统还建有火气检测系统（FGS）和紧急关断系统（ESD）。当工艺参数超出正常工况范围时，自控系统会立刻采取联锁保护措施，如紧急关断阀门、停井口加热炉等，保护生产设备，减少事故的发生。

3.2 单井控制现状

川西北部超高压含硫气井均采用标准化设计，单井井口工艺流程采用四级节流、两级加热工艺。为保障地面系统安全，井口附近建有1 套井安系统，井安控制系统按触发方式分为安全仪表联锁和自力式联锁控制回路，两个信号触发方式不同，安全仪表控制回路主要是通过现场仪表测量、变送、传输到井站站控系统（RTU），通过逻辑控制关系发出调节、联锁的指令，实现阀门动作；自力式联锁控制回路主要是通过被保护管段设置先导阀，调节预紧螺帽，调节弹簧预紧力，管线压力超高/失压，触发控制信号导致仪表风管线氮气泄放，联锁关闭井安切断阀。

在工艺流程上分别设置二级节流后压力高联锁、四级节流后压力高低联锁、出站压力低联锁，在紧急情况下联锁控制井下安全阀、井口4#阀及井安翼阀；保证了在意外情况发生时，相应阀门能够及时快速动作。

3.3 单元控制现状

场站工艺参数的采集和控制依托井站过程控制系统，按照场站生产管理和工艺参数卡片设置控制类参数和报警类参数，实现工艺单元自动调节反馈功能。为保护工艺单元或设备而设置的联锁关断，包括单井关断、分离器关断等。此级别关断应由操作人员确认报警后，可自动触发，切断相关工艺单元[6-9]。

4 典型问题及优化建议

（1）气田控制层级不清晰，控制逻辑未形成统一标准，地面工艺与工艺控制未形成统一认识，造成控制层级和控制关系混乱，不便于日常掌握和操作。主要问题：气田控制层级主要是按照气田级、单井级和单元级三级层级划分，当某个集气站出现故障或者异常，区域控制中心在处置时，只能选择全气藏紧急关井，造成非常大的影响；气田未按照井站定位标准化设计，地面工艺设计与工艺控制设计未形成统一标准，易造成为了达到工艺控制目的，将本该单独实现的安全联锁功能移植到总控制阀或者下一层级的控制阀上，逻辑关系变得十分复杂，气井出现故障排查时，将会影响下一层级所有控制的气井，扩大了影响面；同类井控制逻辑未统筹归类，建立统一控制标准，气田多口同类井逻辑关系差异较大，在操作过程中，容易造成操作人员疏忽，影响气井安全生产，也不便于“中心井站+无人值守”管理。

优化措施：建立“一气田一中心”的控制理念，精准划分气田控制层级，按照控制对象分为气田级、集气支线级、单井级和单元级，明确各控制层级管理范围、功能需求和触发条件（表1）。按照不同触发条件控制对象的功能需求，明确气田层级中下一层级管控上一层级的要求，地面工艺设备配置与工艺安全控制相匹配，能满足工艺安全设计要求。按照控制对象分为单元级、井站级、集气支线级和气田级，明确工艺安全控制需求，形成各控制层级标准化设计，从而达到简化控制逻辑和标准固化控制逻辑的要求，在操作过程中，形成标准化的操作行为管理，避免安全生产误操作，提高气田安全开发生产管理水平。

表1 气田控制层级划分及触发条件Tab.1 Gas field control level division and trigger conditions

（2）站控系统画面未形成统一标准，各层级、各井之间功能需求不同，人机交互界面差异显示及权限不明确，不便于熟练掌握和各层级生产管理需求。主要问题：各类型井站、控制中心站控系统展示需求不清晰，建设阶段追求大而全，后期运行监控中存在大量使用率低的情况；站控系统画面工艺流程绘制图例不标准、绘制风格未结合操作行为习惯，不同气井站控系统界面人机交互不够友好；站控系统权限存在界面不清晰，存在擅自取消安全联锁控制的风险。

优化建议：各类控制系统的数据，只有与工艺流程和操作管理结合，才能发挥特有的工具效果。结合气矿中心井站+无人值守井站管理模式，控制系统人机界面上的工艺控制设备流程图、联锁逻辑图、联锁因果动态图、数据汇总画面等四类典型画面功能，可与生产、操作、安全、运行、技术管理结合进行优化、细化和规范化。其他功能如报警记录、历史趋势、报表生成等，是控制系统人机界面的基本功能。典型画面及其他通用画面层级功能需求见表2；制定站控系统流程图中的管线颜色、粗细及管线走向和站内连接符号的绘制要求，流程图中的设备、阀门、检测仪表图形符号绘制标准；建立站控系统操作权限管理制度，明确中心井站及安全仪表工程师具有安全联锁旁出和投入的权限等最高权限，仪控操作人员具有调整控制类参数等权限，调整前还需做好参数变更程序，进一步明确操作界面和操作权限。

表2 典型画面及其他通用画面层级功能需求Tab.2 Functional requirements of typical picture and other general picture level

（3）设计阶段关键设备可靠性认识不足，冗余功能考虑不充分，极易造成运行阶段关键设备发生非正常关停，对安全生产造成较大影响。主要问题：关键设备未设置冗余，在使用过程中控制回路有可能会出现短路、断路、接触不良、模块损坏或电磁阀损坏等自身故障，造成ESD电磁阀非联锁条件下失电关阀，影响安全生产；关键设备在极端情况下采用故障开或者故障关的方式还未形成统一标准。

优化建议：为提高控制回路可靠性，对气液联动阀联锁控制回路采用冗余设置，即在原有控制回路的基础上，再增加一路由DO 模块、继电器、保险开关、中间接线箱、ESD 电磁阀、电缆和中间接线端子等组成控制回路，联锁控制逻辑与原控制逻辑一致，双控制回路、双电磁阀冗余配置（图1、图2、图3）；关键设备采用非故障安全型或者故障安全型，需要由综合各类风险特点、危险程度和其他有效控制方式等因素系统性评估确定，并提前预判风险，制定风险管控措施。

图1 安全切断阀控制原理简图Fig.1 Schematic diagram of control principle of safety shut-off valve

图2 单电磁阀控制示意图Fig.2 Schematic diagram of single solenoid valve control

图3 双电磁阀控制示意图Fig.3 Schematic diagram of dual solenoid valve control

（4）工艺控制系统报警数据泛滥，真实报警数据无法及时有效获取，未形成规范的报警数据闭环管理程序。主要问题：气田报警信息未形成统一的信息管理，报警信息形成多个孤岛，只能在生产一线应用，管理层无法对有效的报警信息系统分析和深度应用；报警参数设置存在随意性，无效报警和报警洪流容易把有效报警信息覆盖，无法直接辨识出真正有意义的报警，对生产管理造成较大影响[10]；检修、关井等计划性关停，站控系统产生大量无效报警、产生报警洪流覆盖真实报警信息。

优化建议：建立规范的报警信息管理流程。编制适用于气田安全生产管理的报警管理原则；实施指标设定，定期监控、分析报警信息；专业组分析讨论报警信息异常处理对策或措施；按照工艺参数不合理、多工况（例如检修、关井等）的未抑制和工艺及设备故障等方面产生的无效报警或报警洪流，制定整改计划。报警管理流程详见图4。建立分级报警制度，按特别紧急、紧急和一般报警划分，从报警声音和报警提示颜色进行区分；强化报警信息过程管理，定期对报警信息与指标目标值[11]（表3）系统进行对比分析，从工艺和设备优化、工艺参数设置以及多工况报警抑制等方面进行报警信息有效性治理，确保真正报警信息能直接辨识；通过规范报警信息的类型、人机交互界面功能需求以及报警信息数据迁移交互，建立异构过程控制系统报警信息统一管理模式，实现报警信息系统分析、事故预判、设备故障预知等目的。建立规范的报警参数设置和多工况报警抑制的变更管理，制定变更管理台账信息，进一步优化报警信息提供的决策数据，充分挖掘报警信息潜在价值[12-15]。

图4 报警信息管理流程Fig.4 Alarm information management process

表3 报警信息目标值Tab.3 Target value of alarm information

5 结束语

气田安全联锁与工艺控制系统是天然气开发生产非常重要的监控手段和技防措施，为天然气安全生产奠定了基础。随着工艺控制与安全联锁系统大面积运用，生产组织模式由劳动密集型向知识技术密集型转变，为中心井站+无人值守模式提供了技术支撑，人力资源得到了极大优化，锻炼了一支“一专多能”的综合性运维队伍，为气田安全开发提供强有力的保障。工艺控制与安全联锁系统在使用过程中，要持续做好系统运维保障，另外需进一步加强生产管理。

（1）加强重点参数监控及控制参数调整。当运行参数发生变化时，应结合工艺控制及安全联锁系统各级联锁设定值，密切关注各节流点压力值，避免井安系统高联锁、低联锁关井，及时做好联锁控制参数的变更，并修订井安系统联锁参数。

（2）加强安全联锁系统测试，提升其可靠性。为保障超高压气井地面生产系统安全，每半年组织开展对片区场站、管线联锁测试，验证性能是否达到要求、低限和高限的设定参数及远程关井是否有效，条件触发至结果动作的时效性，以确保其设备的可靠性。

（3）加强运行数据现场核对，提高其准确性。中心井站+无人值守模式广泛应用，无人值守井站生产管理主要依托站控系统实时采集、分析、判断，运行数据及设备状态与现场的一致性尤为重要。在定期巡检时，加强现场数据、设备状态等信息与区域控制中心一一核对，确保监控数据准确无误。