Системный анализ процессов нефтедобычи.

Электроприводы основных объектах НГК(буровые установки, промысловые компрессорные и насосные станции, установки подготовки нефти и т.д.).

Среди основных агрегатов, применяемых в нефтегазовом комплексе, значительное место занимают насосные агрегаты поршневого или плунжерного типа, турбоагрегаты центробежного типа и буровые установки (БУ). К агрегатам первого типа относятся штанговые глубинно-насосные установки (ШГНУ), буровые насосы (БН), насосы пластового давления, ко вторым - установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) и аппараты воздушного охлаждения газа (ABO). Буровые установки содержат в своем составе, кроме буровых насосов, спускоподъемный аппарат (СПА) и механизм вращения колонны бурильных труб (в последних моделях БУ, так называемый, верхний привод).

до настоящего времени перечисленные выше агрегаты в большинстве случаев оснащаются нерегулируемым электроприводом, выполненным на базе асинхронного электродвигателя с короткозамкнутым ротором, что существенно ограничивает возможности оптимизации технологического процесса и энергопотребления. Электропривод буровых установок многодвигательный и в последнее время выполняется регулируемым на основе электродвигателей постоянного тока. Безусловно, данное решение позволяет удовлетворить самые сложные требования по реализации разнообразных технологических режимов работы буровой установки, однако в значительной степени усложняет эксплуатацию агрегата из-за наличия в системе привода коллекторной машины с присущими ей недостатками. Вместе с тем ведутся разработки и сегодня уже всеми производителями электротехнического оборудования предлагается регулируемый электропривод для любых технологических агрегатов отрасли, выполненных на основе как низковольтных, так и высоковольтных систем «тиристорный преобразователь напряжения - асинхронный двигатель» (ТПН-АД) или «преобразователь частоты - асинхронный двигатель» (ТТЧ-АД).

Системный анализ процессов нефтедобычи.

Нефтяная и газовая промышленность Российской Федерации является одной из наиболее важных отраслей экономики, обеспечивающей значительную долю доходов бюджета страны. Данная отрасль является стратегически важной, учитывая те сложные климатических условия, в которых проживает большая часть населения. Нефтяная, газовая и нефтеперерабатывающая промышленность обеспечивает не только энергетические потребности производства и жилищно-эксплуатационного хозяйства, но также обеспечивает потребности автотранспорта в горючесмазочных материалах. Этот факт, учитывая огромные пространства страны, также играет стратегическую роль.

Несмотря на некоторый рост добычи нефти в последние годы, перед отечественными нефтедобывающими компаниями возникает перспектива постепенного истощения нефтяных месторождений. Основная доля добываемой нефти неизбежно переместится от давно эксплуатируемых гигантских месторождений к небольшим и малым месторождениям, а обводненность продукции будет возрастать по мере истощения запасов нефти.

На старых месторождениях все большее количество скважин будет переходить в категорию малодебитных (производящих мало жидкости), в результате чего возрастает роль маломощного насосного оборудования — штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ).

При добыче нефти из малодебитных скважин чаще всего устанавливают ШСНУ определенной производительности, однако по мере истощения месторождения и снижения дебита скважины (количество компонента смеси добываемого за определенный срок времени)

4 производительность насоса оказывается завышенной. Это приводит к росту затрат энергии и дополнительному износу оборудования.

В данный момент не существует способа плавного регулирования производительности данного типа насосов. Для регулирования производительности используется так называемая периодическая откачка, когда ШСНУ запускается только периодически. Однако это все равно приводит к установке электроприводов повышенной мощности, так как пусковые нагрузки установки многократно превышают рабочие. Из вышесказанного следует, что в технологическом процессе добычи нефти требуется применить регулируемые по производительности маломощные насосные установки. На их основе возможно построение системы автоматического управления добычей нефти для отдельной скважины и системы автоматического управления группой скважин. Это позволит перейти в перспективе к практически полному исключению участия человека в процессе добычи нефти, произвести оптимизацию технологического процесса по необходимым критериям и параметрам, значительно повысить эффективность добычи нефти, снизить заявленную мощность и износ оборудования, уменьшить количество простоев. Это значительно уменьшит себестоимость каждой добытой тонны нефти.

Решение данной задачи в рамках самого распространенного режима добычи нефти — жесткого водонапорного режима — требует для своего выполнения регулируемого в широких пределах насосного оборудования, как в системе добычи нефти (ДН), так и в системе поддержания пластового давления (1111Д).

Построение системы автоматического управления группой скважин невозможно без создания адекватной математической модели технологического процесса добычи нефти. В 1856 Дарси предложено соотношение между скоростью фильтрации и градиентом давления в каждой фазе. В работах Тихонова А.Н. и Самарского А.А. рассмотрены методы

5 решения уравнений в частных производных, в том числе и методом конечно-разностных аппроксимаций, которые могут быть приложены к физическим процессам, происходящим в нефтеносном пласте. Карслоу и Егер в 1959 году предложили «уравнение диффузии», являющееся комбинацией уравнения материального баланса и закона Дарси. Из отечественных ученых в наше время данными фильтрационными процессами успешно занимается Байков В.А. Управление распределенными объектами рассмотрено в работах Бутковского А.Г., Понтрягина Л.С., Белманна Р., Красовского Н.Н., Сиразетдинова Т.К. в 60-70 годах XX века. Мееровым М.В. в 1965 году рассмотрена возможность организации системы автоматического управления добычей нефти, Бутковским А.Г. в 1965 году кроме этого ставилась задача оптимизации добычи нефти, но дальнейшего развития их работы не получили.

С помощью имеющихся технических средств создаются базы данных текущего состояния производства по технологическим режимам скважин, замерам дебитов, состоянию основных объектов нефтедобычи, объемам закачки воды, добычи и реализации нефти, по транспортным, энергетическим затратам, по авариям и т. д. [14, 16]. Эта оперативно получаемая информация, накапливаемая за длительное время, анализируется и используется в режиме off-line, например, для долгосрочного планирования и управления.

На нижнем (технологическом) уровне имеются успешные попытки построить информационную измерительную систему, которая наряду с измерением обеспечивает необходимое информационное обслуживание контролируемого объекта (скважины, куста, месторождения), включающее автоматический сбор, представление, передачу, запоминание, регистрацию и обработку информации [69].

Существующие системы, построенные по иерархическому принципу, представляют собой распределенный информационно-измерительный комплекс с соответствующими аппаратно-программными средствами на каждом уровне, с возможностью сквозного обмена информацией. На низовом производственном уровне комплекс состоит из сервера телемеханики и унифицированных контроллеров, соединенных каналами связи различных видов. Автоматизация собственно управленческих процессов, анализ и стратегическое планирование на верхнем уровне реализуется с помощью объединенных в сеть компьютеров, осуществляющих ведение баз данных объектов и предприятия, расчеты, прогнозирование, визуализацию данных [14, 16, 69].

На среднем уровне диспетчерско-технологического управления при принятии тактических решений, направленных на поддержание стабильности производственного процесса, широко применяются системы оперативного (диспетчерского) управления технологическими процессами (SCADA). SCADA - система или подсистема визуализации технологического процесса - служит для обработки, хранения и отображения информации, поступающей с контролируемых объектов, а также передачи управляющей информации с диспетчерского пункта на контролируемые объекты. SCADA-системы предназначены, прежде всего, для диспетчерского контроля и ручного дистанционного управления. Достигнутый на сегодняшний день уровень управления технологическим процессом — это дистанционное включение — выключение насосных агрегатов, работающих в режиме периодической откачки и закачки [4, 32].

При существующем подходе к созданию систем управления процессом нефтедобычи не выполняются некоторые системные принципы: управляемости - в настоящее время скважина и насосное оборудование являются неуправляемыми (кроме включения-выключения при периодической откачке/закачке); контролируемости (состояние и режимы работы технологического оборудования не могут контролироваться в реальном масштабе времени); реализуемости (не внедрены технические средства, позволяющие регулировать производительность насосного оборудования); обратной связи (принятие решений осуществляется по накопленной базе данных, а не по текущему состоянию) [93].

Таким образом, известные системы — телеметрические, радиотелеметрические, работающие в реальном масштабе времени и т.д. -представляют собой информационно-измерительные системы (ИИС), а не системы управления технологическим процессом, так как в них отсутствует воздействие на объект управления.

Управленческие решения, принятые на верхнем уровне и направленные на выявление издержек и снижение затрат, не могут быть оперативно реализованы в производственном цикле, т.к. основной объект автоматизации - скважина и насосное оборудование — не входят в эту систему и остаются малоуправляемыми. Отсюда следует, что известные системы управления ТП нефтедобычи - это системы с нарушенными системными принципами, вследствие чего не достигаются рациональные соотношения между затратами на создание системы управления и ее функциями и не обеспечивается необходимая эффективность управления.